Drilling Technology

10 Tips of Time Management

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 09 Apr 2011 09:35:00 +0000

1. There Is No Way To save Time

Solution :

Stop concentrating on how to save time. Instead, focus on how to spend time.

- The only way to manage your time better is to spend your time better.

2. Being Busy

Solution :

Spend some time each day thinking about your activities. How much does each of your activities contribute to your objectives? Which activities should be added that you are not presently accomplishing?

- Adequate thought before acting usually leads to much better results

3. Working Smarter Always Beats Working Harder

Solution :

Work Smarter, not Harder. Try finding ways to reduce the number of tasks.

- Make the job easier or quicker and you will probably also make it more efficient

4. Doing It Yourself May Seem Faster and Better in The Short Run, But It Never Faster and Better in The Long Run

Solution :

Recognise that future rewards are closely tied to the performance of your subordinates. Not only are your talents and time limited, but also failing to develop your subordinates is professional suicide. Don’t be fooled by the apparent truth of this assumption in the short run.

5. Filing To Properly Identify The Problem is Perhaps The Greatest Difficulty in Solving It

Solution :

Don’t assume that symptoms are problems. Collect data to understand the exact nature of the problem.

- The solution then become much easier and are more likely to work well.

6. The Ordinary Day-To-Day Activities are The Ones That Most Need To Be Planned If You Want To Control Your Time

Solution :

Identify the patterns involved in your job, then use this information in planning and scheduling every day. Remember to leave room in your schedule for flexibility

7. Efficiency does Not Necessarily Lead To Effectiveness

Solution :

Focus first on effectiveness, then on efficiency. Determine first what you should be doing. Then ask how can it be done most efficiently?

- Do the right things right, in the right instance, right place at the right time

8. Many Managerial Short-Cuts Ultimately Cost Vast Amounts of Time

Solution :

Look over all your activities. Which ones are most important relative to your objectives? Which ones are least important? Look for short cuts in the routine, trivial activities.

- Be sure to make sufficient time available for the really important things.

9. Managing The Time Better Involves Spending The Appropriate Amount Of Time On Every Task

Solution : 

Review your objectives and your activities. Keep a time log for a week or two. What areas should take less of your time? Where should you increase your time?

- Develop the proper balance for what you’re trying to accomplish

10.Everyone Has All The Time Available

Solution :

Think about whom you are and what you’re trying to accomplish. Write out all your objectives and prioritize them. Rearrange things so that you spend more of your time on he high priority items.

- You will be amazed at how much time you really do have. 

Oil Rig Systems

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 23 Jan 2010 06:15:00 +0000

Once the equipment is at the site, the rig is set up. Here are the major systems of a land oil rig:

# Power system

* large diesel engines - burn diesel-fuel oil to provide the main source of power
* electrical generators - powered by the diesel engines to provide electrical power

# Mechanical system - driven by electric motors

* hoisting system - used for lifting heavy loads; consists of a mechanical winch (drawworks) with a large steel cable spool, a block-and-tackle pulley and a receiving storage reel for the cable
* turntable - part of the drilling apparatus

# Rotating equipment - used for rotary drilling

* swivel - large handle that holds the weight of the drill string; allows the string to rotate and makes a pressure-tight seal on the hole
* kelly - four- or six-sided pipe that transfers rotary motion to the turntable and drill string
* turntable or rotary table - drives the rotating motion using power from electric motors
* drill string - consists of drill pipe (connected sections of about 30 ft / 10 m) and drill collars (larger diameter, heavier pipe that fits around the drill pipe and places weight on the drill bit)
* drill bit(s) - end of the drill that actually cuts up the rock; comes in many shapes and materials (tungsten carbide steel, diamond) that are specialized for various drilling tasks and rock formations

Casing - large-diameter concrete pipe that lines the drill hole, prevents the hole from collapsing, and allows drilling mud to circulate.

# Circulation system - pumps drilling mud (mixture of water, clay, weighting material and chemicals, used to lift rock cuttings from the drill bit to the surface) under pressure through the kelly, rotary table, drill pipes and drill collars

* pump - sucks mud from the mud pits and pumps it to the drilling apparatus
* pipes and hoses - connects pump to drilling apparatus
* mud-return line - returns mud from hole
* shale shaker - shaker/sieve that separates rock cuttings from the mud
* shale slide - conveys cuttings to the reserve pit
* reserve pit - collects rock cuttings separated from the mud
* mud pits - where drilling mud is mixed and recycled
* mud-mixing hopper - where new mud is mixed and then sent to the mud pits

Drilling Rig

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 23 Jan 2010 05:35:00 +0000

A drilling rig is a machine which creates holes (usually called boreholes) and/or shafts in the ground. Drilling rigs can be massive structures housing equipment used to drill water wells, oil wells, or natural gas extraction wells, or they can be small enough to be moved manually by one person.[citation needed] They sample sub-surface mineral deposits, test rock, soil and groundwater physical properties, and also can be used to install sub-surface fabrications, such as underground utilities, instrumentation, tunnels or wells. Drilling rigs can be mobile equipment mounted on trucks, tracks or trailers, or more permanent land or marine-based structures (such as oil platforms, commonly called 'offshore oil rigs' even if they don't contain a drilling rig). The term "rig" therefore generally refers to the complex of equipment that is used to penetrate the surface of the earth's crust.

Drilling rigs can be:

* Small and portable, such as those used in mineral exploration drilling, water wells and environmental investigations.

* Huge, capable of drilling through thousands of meters of the Earth's crust. Large "mud pumps" circulate drilling mud (slurry) through the drill bit and up the casing annulus, for cooling and removing the "cuttings" while a well is drilled. Hoists in the rig can lift hundreds of tons of pipe. Other equipment can force acid or sand into reservoirs to facilitate extraction of the oil or natural gas; and in remote locations there can be permanent living accommodation and catering for crews (which may be more than a hundred). Marine rigs may operate many hundreds of miles or kilometres distant from the supply base with infrequent crew rotation.

History
Until internal combustion engines came in the late 19th century, the main method for drilling rock was muscle power of man or animal. Rods were turned by hand, using clamps attached to the rod. The rope and drop method invented in Zigong, China used a steel rod or piston raised and dropped vertically via a rope. Mechanised versions of this persisted until about 1970, using a cam to rapidly raise and drop what, by then, was a steel cable.

In the 1970s, outside of the oil and gas industry, roller bits using mud circulation were replaced by the first efficient pneumatic reciprocating piston Reverse Circulation RC drills, and became essentially obsolete for most shallow drilling, and are now only used in certain situations where rocks preclude other methods. RC drilling proved much faster and more efficient, and continues to improve with better metallurgy, deriving harder, more durable bits, and compressors delivering higher air pressures at higher volumes, enabling deeper and faster penetration. Diamond drilling has remained essentially unchanged since its inception.

Drilling rig classification

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 23 Jan 2010 05:35:00 +0000

There are many types and designs of drilling rigs, with many drilling rigs capable of switching or combining different drilling technologies as needed. Drilling rigs can be described using any of the following attributes:

by power used

* mechanical - the rig uses torque converters, clutches, and transmissions powered by its own engines, often diesel
* electric - the major items of machinery are driven by electric motors, usually with power generated on-site using internal combustion engines
* hydraulic - the rig primarily uses hydraulic power
* pneumatic - the rig is primarily powered by pressurized air
* steam - the rig uses steam-powered engines and pumps (obsolescent after middle of 20th Century)

by pipe used

* cable - a cable is used to raise and drop the drill bit
* conventional - uses metal or plastic drill pipe of varying types
* coil tubing - uses a giant coil of tube and a downhole drilling motor

by height

* single - can drill only single drill pipes. The presence or absence of vertical pipe racking "fingers" varies from rig to rig.
* double - can hold a stand of pipe in the derrick consisting of two connected drill pipes, called a "double stand".
* triple - can hold a stand of pipe in the derrick consisting of three connected drill pipes, called a "triple stand".

by method of rotation or drilling method

* no rotation includes direct push rigs and most service rigs
* rotary table - rotation is achieved by turning a square or hexagonal pipe (the kelly) at drill floor level.
* top drive - rotation and circulation is done at the top of the drillstring, on a motor that moves in a track along the derrick.
* sonic - uses primarily vibratory energy to advance the drill string
* hammer - uses rotation and percussive force

by position of derrick

* conventional - derrick is vertical
* slant - derrick is slanted at a 45 degree angle to facilitate horizontal drilling

Drill Types

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 23 Jan 2010 05:35:00 +0000

Auger drilling

Auger drilling is done with a helical screw which is driven into the ground with rotation; the earth is lifted up the borehole by the blade of the screw. Hollow stem Auger drilling is used for environmental drilling, geotechnical drilling, soil engineering and geochemistry reconnaissance work in exploration for mineral deposits. Solid flight augers/bucket augers are used in construction drilling. In some cases, mine shafts are dug with auger drills. Small augers can be mounted on the back of a utility truck, with large augers used for sinking piles for bridge foundations.

Auger drilling is restricted to generally soft unconsolidated material or weak weathered rock. It is cheap and fast.

Percussion rotary air blast drilling (RAB)

RAB drilling is used most frequently in the mineral exploration industry. (This tool is also known as a Down-The-Hole Drill.) The drill uses a pneumatic reciprocating piston-driven 'hammer' to energetically drive a heavy drill bit into the rock. The drill bit is hollow, solid steel and has ~20 mm thick tungsten rods protruding from the steel matrix as 'buttons'. The tungsten buttons are the cutting face of the bit.

The cuttings are blown up the outside of the rods and collected at surface. Air or a combination of air and foam lift the cuttings.

RAB drilling is used primarily for mineral exploration, water bore drilling and blast-hole drilling in mines, as well as for other applications such as engineering, etc. RAB produces lower quality samples because the cuttings are blown up the outside of the rods and can be contaminated from contact with other rocks. RAB drilling at extreme depth, if it encounters water, may rapidly clog the outside of the hole with debris, precluding removal of drill cuttings from the hole.

This can be counteracted, however, with the use of 'stabilisers' also known as 'reamers', which are large cylindrical pieces of steel attached to the drill string, and made to perfectly fit the size of the hole being drilled. These have sets of rollers on the side, usually with tungsten buttons, that constantly break down cuttings being pushed upwards.

The use of high-powered air compressors, which push 900-1150cfm of air at 300-350psi down the hole also ensures drilling of a deeper hole up to ~1250m due to higher air pressure which pushes all rock cuttings and any water to the surface. This, of course, is all dependent on the density and weight of the rock being drilled, and on how worn the drill bit is.

Air core drilling

Air core drilling and related methods use hardened steel or tungsten blades to bore a hole into unconsolidated ground. The drill bit has three blades arranged around the bit head, which cut the unconsolidated ground. The rods are hollow and contain an inner tube which sits inside the hollow outer rod barrel. The drill cuttings are removed by injection of compressed air into the hole via the annular area between the innertube and the drill rod. The cuttings are then blown back to surface up the inner tube where they pass through the sample separating system and are collected if needed. Drilling continues with the addition of rods to the top of the drill string. Air core drilling can occasionally produce small chunks of cored rock.

This method of drilling is used to drill the weathered regolith, as the drill rig and steel or tungsten blades cannot penetrate fresh rock. Where possible, air core drilling is preferred over RAB drilling as it provides a more representative sample. Air core drilling can achieve depths approaching 300 meters in good conditions. As the cuttings are removed inside the rods and are less prone to contamination compared to conventional drilling where the cuttings pass to the surface via outside return between the outside of the drill rob and the walls of the hole. This method is more costly and slower than RAB.

Cable Tool Drilling

Cable tool rigs are a traditional way of drilling water wells internationally and in the United States. The majority of large diameter water supply wells, especially deep wells completed in bedrock aquifers, were completed using this drilling method. Although this drilling method has largely been supplanted in recent years by other, faster drilling techniques, it is still the most practicable drilling method for large diameter, deep bedrock wells, and in widespread use for small rural water supply wells. The impact of the drill bit fractures the rock and in many shale rock situations increases the water flow into a well over rotary.

Also known as ballistic well drilling and sometimes called "spudders", these rigs raise and drop a drill string with a heavy carbide tipped drilling bit that chisels through the rock by finely pulverizing the subsurface materials. The drill string is composed of the upper drill rods, a set of "jars" (inter-locking "sliders" that help transmit additional energy to the drill bit and assist in removing the bit if it is stuck) and the drill bit. During the drilling process, the drill string is periodically removed from the borehole and a bailer is lowered to collect the drill cuttings (rock fragments, soil, etc.). The bailer is a bucket-like tool with a trapdoor in the base. If the borehole is dry, water is added so that the drill cuttings will flow into the bailer. When lifted, the bailer closes and the cuttings are then raised and removed. Since the drill string must be raised and lowered to advance the boring, casing (larger diameter outer piping) is typically used to hold back upper soil materials and stabilize the borehole.

Cable tool rigs are simpler and cheaper than similarly sized rotary rigs, although loud and very slow to operate. The world record cable tool well was drilled in New York to a depth of almost 12,000 feet. The common Bucyrus Erie 22 can drill down to about 1,100 feet. Since cable tool drilling does not use air to eject the drilling chips like a rotary, instead using a cable strung bailer, technically there is no limitation on depth.

Reverse circulation (RC) drilling

RC drilling is similar to air core drilling, in that the drill cuttings are returned to surface inside the rods. The drilling mechanism is a pneumatic reciprocating piston known as a hammer driving a tungsten-steel drill bit. RC drilling utilises much larger rigs and machinery and depths of up to 500 metres are routinely achieved. RC drilling ideally produces dry rock chips, as large air compressors dry the rock out ahead of the advancing drill bit. RC drilling is slower and costlier but achieves better penetration than RAB or air core drilling; it is cheaper than diamond coring and is thus preferred for most mineral exploration work.

Reverse circulation is achieved by blowing air down the rods, the differential pressure creating air lift of the water and cuttings up the inner tube which is inside each rod. It reaches the bell at the top of the hole, then moves through a sample hose which is attached to the top of the cyclone. The drill cuttings travel around the inside of the cyclone until they fall through an opening at the bottom and are collected in a sample bag.

The most commonly used RC drill bits are 5-8 inches (12.7–20.32 cm) in diameter and have round metal 'buttons' that protrude from the bit, which are required to drill through shale and abrasive rock. As the buttons wear down, drilling becomes slower and the rod string can potentially become bogged in the hole. This is a problem as trying to recover the rods may take hours and in some cases weeks. The rods and drill bits themselves are very expensive, often resulting in great cost to drilling companies when equipment is lost down the bore hole. Most companies will regularly re-grind the buttons on their drill bits in order to prevent this, and to speed up progress. Usually, when something is lost (breaks off) in the hole, it is not the drill string, but rather from the bit, hammer, or stabiliser to the bottom of the drill string (bit). This is usually caused by a blunt bit getting stuck in fresh rock, over-stressed metal, or a fresh drill bit getting stuck in a part of the hole that is too small, owing to having used a bit that has worn to smaller than the desired hole diameter.

Although RC drilling is air-powered, water is also used, to reduce dust, keep the drill bit cool, and assist in pushing cutting back upwards, but also when collaring a new hole. A mud called liqui-pol is mixed with water and pumped into the rod string, down the hole. This helps to bring up the sample to the surface by making the sand stick together. Occasionally, 'super-foam' (AKA 'quik-foam') is also used, to bring all the very fine cuttings to the surface, and to clean the hole. When the drill reaches hard rock, a collar is put down the hole around the rods which is normally PVC piping. Occasionally the collar may be made from metal casing. Collaring a hole is needed to stop the walls from caving in and bogging the rod string at the top of the hole. Collars may be up to 60 metres deep, depending on the ground, although if drilling through hard rock a collar may not be necessary.

Reverse circulation rig setups usually consist of a support vehicle, an auxiliary vehicle, as well as the rig itself. The support vehicle, normally a truck, holds diesel and water tanks for resupplying the rig. It also holds other supplies needed for maintenance on the rig. The auxiliary is a vehicle, carrying an auxiliary engine and a booster engine. These engines are connected to the rig by high pressure air hoses. Although RC rigs have their own booster and compressor to generate air pressure, extra power is needed which usually isn't supplied by the rig due to lack of space for these large engines. Instead, the engines are mounted on the auxiliary vehicle. Compressors on an RC rig have an output of around 1000 cfm at 500 psi (500 L·s−1 at 3.4 MPa). Alternatively, stand-alone air compressors which have an output of 900-1150cfm at 300-350 psi each are used in sets of 2, 3, or 4, which are all routed to the rig through a multi-valve manifold.

Diamond core drilling

Diamond core drilling (Exploration diamond drilling) utilises an annular diamond-impregnated drill bit attached to the end of hollow drill rods to cut a cylindrical core of solid rock. The diamonds used are fine to microfine industrial grade diamonds. They are set within a matrix of varying hardness, from brass to high-grade steel. Matrix hardness, diamond size and dosing can be varied according to the rock which must be cut. Holes within the bit allow water to be delivered to the cutting face. This provides three essential functions; lubrication, cooling, and removal of drill cuttings from the hole.

Diamond drilling is much slower than reverse circulation (RC) drilling due to the hardness of the ground being drilled. Drilling of 1200 to 1800 metres is common and at these depths, ground is mainly hard rock. Diamond rigs need to drill slowly to lengthen the life of drill bits and rods, which are very expensive.

Core samples are retrieved via the use of a lifter tube, a hollow tube lowered inside the rod string by a winch cable until it stops inside the core barrel. As the core is drilled, the core lifter slides over the core as it is cut. An overshot attached to the end of the winch cable is lowered inside the rod string and locks on to the backend, located on the top end of the lifter tube. The winch is retracted, pulling the lifter tube to the surface. The core does not drop out the inside of the lifter tube when lifted because a "core lifter spring," located at the bottom of the tube allows the core to move inside the tube but not fall out.
Once a rod is removed from the hole, the core sample is then removed from the rod and catalogued. The Driller's offsider screws the rod apart using tube clamps, then each part of the rod is taken and the core is shaken out into core trays. The core is washed, measured and broken into smaller pieces using a hammer or sawn through to make it fit into the sample trays. Once catalogued, the core trays are retrieved by geologists who then analyse the core and determine if the drill site is a good location to expand future mining operations.

Diamond rigs can also be part of a multi-combination rig. Multi-combination rigs are a dual setup rig capable of operating in either a reverse circulation (RC) and diamond drilling role (though not at the same time). This is a common scenario where exploration drilling is being performed in a very isolated location. The rig is first set up to drill as an RC rig and once the desired metres are drilled, the rig is set up for diamond drilling. This way the deeper metres of the hole can be drilled without moving the rig and waiting for a diamond rig to set up on the pad.

Direct Push Rigs

Direct push technology includes several types of drilling rigs and drilling equipment which advances a drill string by pushing or hammering without rotating the drill string. While this does not meet the proper definition of drilling, it does achieve the same result - a borehole. Direct push rigs include both cone penetration testing (CPT) rigs and direct push sampling rigs such as a PowerProbe or Geoprobe. Direct push rigs typically are limited to drilling in unconsolidated soil materials and very soft rock.

CPT rigs advance specialized testing equipment (such as electronic cones), and soil samplers using large hydraulic rams. Most CPT rigs are heavily ballasted (20 metric tons is typical) as a counter force against the pushing force of the hydraulic rams which are often rated up to 20kn. Alternatively, small, light CPT rigs and offshore CPT rigs will use anchors such as screwed-in ground anchors to create the reactive force. In ideal conditions, CPT rigs can achieve production rates of up to 250-300 meters per day.

Direct Push Drilling rigs use hydraulic cylinders and a hydraulic hammer in advancing a hollow core sampler to gather soil and groundwater samples. The speed and depth of penetration is largely dependent on the soil type, the size of the sampler, and the weight and power the rig. Direct push techniques are generally limited to shallow soil sample recovery in unconsolidated soil materials. The advantage of direct push technology is that in the right soil type it can produce a large number of high quality samples quickly and cheaply, generally from 50 to 75 meters per day. Rather than hammering, direct push can also be combined with sonic (vibratory) methods to increase drill efficiency.

Hydraulic-rotary drilling

Oil well drilling utilises tri-cone roller, carbide embedded, fixed-cutter diamond, or diamond-impregnated drill bits to wear away at the cutting face. This is preferred because there is no need to return intact samples to surface for assay as the objective is to reach a formation containing oil or natural gas. Sizable machinery is used, enabling depths of several kilometres to be penetrated. Rotating hollow drill pipes carry down bentonite and barite infused drilling muds to lubricate, cool, and clean the drilling bit, control downhole pressures, stabilize the wall of the borehole and remove drill cuttings. The mud travels back to the surface around the outside of the drill pipe, called the annulus. Examining rock chips extracted from the mud is known as mud logging. Another form of well logging is electronic and is frequently employed to evaluate the existence of possible oil and gas deposits in the borehole. This can take place while the well is being drilled, using Measurement While Drilling tools, or after drilling, by lowering measurement tools into the newly-drilled hole.

The rotary system of drilling was in general use in Texas in the early 1900s. It is a modification of one invented by Fauvelle in 1845, and used in the early years of the oil industry in some of the oil-producing countries in Europe. Originally pressurized water was used instead of mud, and was almost useless in hard rock before the diamond cutting bit.[1]. The main breakthrough for rotary drilling came in 1901, when Anthony Francis Lucas combined the use of a steam-driven rig and of mud instead of water in the Spindletop discovery well.[2]

The drilling and production of oil and gas can pose a safety risk and a hazard to the environment from the ignition of the entrained gas causing dangerous fires and also from the risk of oil leakage polluting water, land and groundwater. For these reasons, redundant safety systems and highly trained personnel are required by law in all countries with significant production.

Sonic (vibratory) drilling

A sonic drill head works by sending high frequency resonant vibrations down the drill string to the drill bit, while the operator controls these frequencies to suit the specific conditions of the soil/rock geology. Vibrations may also be generated within the drill head. The frequency is generally between 50 and 120 hertz (cycles per second) and can be varied by the operator.

Resonance magnifies the amplitude of the drill bit, which fluidizes the soil particles at the bit face, allowing for fast and easy penetration through most geological formations. An internal spring system isolates these vibrational forces from the rest of the drill rig.

Dasar Teori Casing

noreply@blogger.com (bayoe) — Sun, 09 Aug 2009 12:20:00 +0000

Fungsi Casing

Setelah suatu pemboran minyak dan gas bumi mencapai kedalaman tertentu, maka kedalaman sumur tersebut perlu dipasang casing yang kemudian dilanjutkan dengan proses penyemanan. Casing merupakan suatu pipa baja yang berfungsi antara lain : Mencegah gugurnya dinding sumur, menutup zona bertekanan abnormal, zona lost dan sebagainya. Tujuan utama dari perencanaan casing adalah mendapatkan rangkaian casing yang cukup kuat untuk melindungi sumur baik selama pemboran maupun produksi dengan biaya yang murah. Beberapa fungsi casing adalah sebagai berikut :

Mencegah Gugurnya Dinding Sumur

Pada lapisan batuan yang tidak terkonsolidasi dengan baik, maka pada saat pemboran menembus lapisan tersebut dapat menyebabkan terjadinya pembesaran pada lubang bor. Pembesaran pada lubang bor ini adalah akibat runtuhnya dinding sumur, lebih jauh apabila lapisan lunak ini berselang-seling dengan lapisan keras maka akan memberikan efek pembelokan terhadap drill string.

Mencegah Terkontaminasinya Air Tanah Oleh Lumpur Pemboran

Dalam suatu pemboran, untuk mengimbangi tekanan formasi digunakan lumpur pemboran yang memiliki densitas tertentu. Lumpur pemboran ini akan memberikan/mengimbangi tekanan hidrostatik dari formasi. Pada dinding sumur akan terbentuk mud cake sedangkan filtrat lumpur akan masuk menembus formasi. MAsuknya filtrat lumpur ke dalam formasi dapat menyebabkan adanya air. Untuk mencegah terjadinya pencemaran air formasi maka dipasanglah casing.

Menutup Zona Bertekanan Abnormal dan Zona Loss

Zona bertekanan abnormal adalah zona yang dapat menyebabkan terjadinya well kick yaitu masuknya fluida formasi ke dalam lubang bor. Terlebih apabila fluida ini berupa gas dan tidak segera ditanggulangi maka akan terjadi semburan liar (blow out)yang sangat membahayakan. Sedangkan zona loss adalah zona dimana lumpur pemboran menghilang masuk ke formasi.

Membuat Diameter Sumur Tetap

Sebagaimana disebutkan diatas bahwa pada dinding sumur akan terbentuk mud cake. tetapi ketebalan mud cake ini merupakan fungsi dari waktu dan permeabilitas dari batuan yang ditembus.Bila permeabilitasnya besar maka mud cake semakin tebal. Dengan dipasangnya casing maka diameter sumur akan tetap, hal ini terutama akan bermanfaat apabila kita membutuhkan data volume annulus secara tepat.

Mencegah Hubungan Langsung Antar Formasi

Sebagai contoh apabila suatu sumur dapat menghasilkan minyak dan gas dari lapisan yang berbeda dan dikehendaki untuk diproduksi bersama-sama maka untuk memisahkan dua lapisan produktif tersebut dipasang casing dan packer.

Tempat Kedudukan BOP dan Peralatan Produksi

BOP (Blow Out Preventer) merupakan peralatan untuk menahan tekanan sumur yang berada dalam kondisi kick. BOP ini diletakkan pada surface casing. Peralatan produksi yang dipasang pada casing misalnya X-mas Tree dll.

Elevator

noreply@blogger.com (bayoe) — Sun, 08 Mar 2009 12:37:00 +0000

Hal-hal yang harus diperhatikan dalam menentukan elevator :
1.Jenis pipa bor yang akan dioperasikan.
2.Ukuran pipa.
3.Berat yang akan ditahan oleh Elevator.

Jenis-jenis Elevator. Dari cara membukanya :
1.Center Latch Elevator pintu untuk membuka & menutup ditengah.
- Bottleneck Center Elevator (BNC) Kap. beban 100–350 ton, utk DP 2.3/8”–5”.
- Square Shoulder Center Elevator (SSC) kap. beban 100 ton, untuk Csg 5.1/2”-8.5/8”
DC 4.1/8”-9” & Tubing 2.3/8”-4.1/2”
- Single Joint Center Lacth Casing Elevator (SJC) kap. 150 – 350 ton, untuk Casing
6.5/8”-20.1/2”

2.Side Door Elevator pintu untuk membuka & menutup berada disamping body.
Square Shoulder Side Door Elevator (SSD) kap. beban 150 ton,
untuk DC 6.3/4”-11.1/4”, Casing 6.5/8”-20.1/2”

Dilihat dari penggunaannya :
1.Casing Elevator
2.Drill Pipe Elevator
3.Drill Collar Elevator
4.Tubing Elevator

Cara Penggunaan Elevator :
1.Memasang pada Link :
- Telingga Elevator dipasang pada mata Link.
- Tutup pengaman dan pasang baut & mur pada pengaman, diikat kuat agar tidak lepas.
2.Memasang pada Pipa Bor.
- Buka pintu Elevator pada pipa yang dioperasikan.
- Tutup kembali pintu Elevator sampai kunci pengaman berfungsi dengan sempurna.

Cara Perawatan Elevator :
1.Lakukan pelumasan pada engsel & kunci pengaman Elevator agar bekerja dengan baik,
tidak cepat aus dan mudah dioperasikan.
2.Bila kena cairan khususnya penyebab karat segera bersihkan dengan air.
3.Lakukan pengecatan setelah selesai digunakan agar tidak berkarat.

Link

noreply@blogger.com (bayoe) — Thu, 05 Mar 2009 22:58:00 +0000

..... continued from the topic below (Handling Tools)...
Link adalah alat penggantung pipa bor yg dipasang pada travelling block di sisi atas dan sisi bawah di pasang elevator.
Jenis-jenis Link :
1.Weldless Link kemampuan menahan beban per set adalah 250 – 1000 Ton, upper eye berbentuk lingkaran yang diameternya lebih besar dari lower eye.

2.Toolpusher link kemampuan menahan beban per set adalah 150 Ton, upper eye berbentuk memanjang dan lower eye berbentuk seperti lingkaran.

3.Perfection link kemampuan menahan beban per set 100 Ton, tdk ada upper dan lower eye, design link hanya terdapat satu lubang memanjang.

Yang harus diperhatikan saat memilih Link :
1.Beban yang akan ditahan oleh Link.
2.Jenis dan kapasitas Travelling Block.
3.Ukuran peralatan lain yang akan dipasang diantara pipa & Travelling Block.

Cara Pemasangan Link :
1.Tentukan jenis dan besar link.
2.Upper eye dipasang pd telingan travelling block yg telah dibuka penguncinya.
3.Tutup pengunci pd telinga travelling block dan ikat bautnya.
4.Lower eye dipasang elevator yg telah dibuka penguncinya.
5.Tutup pengunci pada telinga elevator dan ikat bautnya.

Cara Perawatan Link :
1.Setelah link selesai dipergunakan, segera bersihkan dan bila akan diletakkan di tanah beri penyangga dibawahnya
2.Lakukan pengecatan bila warna telah pudar.
3.Simpan di dalam tool box 1 set bersamaan (jangan terpisah-pisah) agar siap pakai setiap saat bila diperlukan.

DOLLY LINK
Dolly Link adalah link khusus yg terdiri dari bagian, yaitu Adapter Link dan Hanger Adapter Link. Adaptor link dihubungkan dengan elevator drill collar sedangkan hanger dihubungkan dengan elevator drill pipe, sehingga tidak perlu bongkar pasang elevator pada link utama.
Cara perawatan dolly link sama dengan perawatan link biasa, yaitu :
1.Bersihkan Dolly & digantung / diletakkan posisi yang aman.
2.Jangan dibiarkan terletak ditanah.
3.Bila akan disimpan perlu pengecatan, lalu disimpan dalam Tool Box 1 set.

Handling Tools

noreply@blogger.com (bayoe) — Mon, 02 Mar 2009 22:48:00 +0000

Handling Tools :
adalah kelompok peralatan pemboran yang berguna untuk menunjang operasional rig terutama dalam menangani atau meng-handle Tubular Goods seperti Tubing, Drill Pipe, Drill Collar dan Casing.
Handling Tools banyak dioperasikan pada lantai bor (rig floor). Dalam mengoperasikan Handling Tools dituntut personil yg terlatih, trampil dan selalu memperhatikan ketentuan yang berlaku sesuai SOP guna menghindari kecelakaan pada personil dan alat yang berakibat pada terhambatnya operasi pengeboran.

Fungsi Handling Tools :
1.Alat Penggantung : Link, Dolly, dan Elevator.
2.Alat Pengikat & Pelepas : Rotary Tong, Power Tong & Spinner
3.Alat Penahan : Rotary Slip, Spider Slip.
4.Alat Pengaman : Safety Clamp.
Yang harus diperhatikan dalam memilih Handling Tools :
1.Jenis Tubular Good : Drill Collar, Drill Pipe, Casing, Tubing dengan type upset
atau non upset.
2.Diameter Luar Tubular Good.
3.Sesuaikan dengan fasilitas & kemampuan Rig.
4.Berat total yang akan diangkat atau ditahan.
(to be continued......)

Tipe Penyelesaian Sumur Berdasarkan Jumlah Zona Produksi

noreply@blogger.com (bayoe) — Thu, 26 Feb 2009 23:00:00 +0000

Komplesi Zona Tunggal (Single Completion)
1. Komplesi tanpa tubing (tubingles completion).
2. Komplesi tubing tergantung (open ended tubing completion).

3. Komplesi tubing dengan packer.

Tipe - Tipe Komplesi Zona Banyak (Multiple Completion)
1.Komplesi dengan produksi zona bergilir
2.Komplesi dengan string tunggal – packer tunggal (single string – single packer)
3.Komplesi dengan string tunggal – packer ganda (single string – dual packer)
4.Paralel string – Multiple Packer

Komplesi Zona Bergilir

Single String - Single Packer

Single String - Dual Packer

Kesimpulan Dari Tipe – Tipe Penyelesaian Sumur
Sebenarnya komplesi yang paling ideal, adalah komplesi yang sederhana, gampang dipasang atau dikerjakan, mudah dirawat dan mudah dikerjaulang. Akan tetapi hal ini akan sulit dicapai karena kecenderungan sumur – sumur sekarang dan yang akan datang akan lebih rumit dan sarat teknologi, terutama kecenderungan ini terlihat pada sumur – sumur di lepas pantai dimana biaya operasi akan dapat ditekan dengan memproduksikan beberapa reservoar sekaligus,artinya kecenderungan untuk pemakaian multiple completion akan bertambah.

Paralel String - Multiple Packer

Komplesi Perforasi (Perforated Completion)

noreply@blogger.com (bayoe) — Wed, 25 Feb 2009 23:13:00 +0000

Keuntungan Sistem Komplesi Perforasi :
1.Interval – interval produktif bisa diisolasi satu sama lainnya secara efektif karena itu produksi air atau gas yang tidak diharapkan dapat mudah dikontrol/ dicegah dengan cara pemilihan interval perforasi yang tepat. Demikian juga terhadap pemilihan produksi yang akan dirangsang/stimulate.
2.Bisa untuk pemasangan kemplesi ganda atau banyak.
3.Cocok untuk teknik – teknik penanggulangan pasir seperti interval, gravel pack, sand consolidation.
4.Memungkinkan untuk penentuan kedalaman pipa selubung secara lebih teliti karena pemasangan dilakukan sesudah logging seluruh intrerval productive
5.Bisa menghemat biaya pemasangan pipa selubung produksi apabila tidak jadi dipasang karena sumur harus di “Abandon”, setelah melihat hasil logging yang menunjukkan sumur tidak ekonomis untuk diproduksi.

Kerugian – Kerugian Sistem Komplesi Perforasi :
1.Ada biaya perforasi.
2.Kerusakan formasi bisa terjadi pada saat pengerjaan penyemenan pipa selubung.
3.Adanya pengurangan diameter lubang oleh pipa selubung, sehingga hambatan terhadap aliran bisa terjadi oleh effect perforasi dan akan mengurangi produktifitas sumur.
4.Diperlukan pengerjaan penyemenan yang baik atau effective untuk memastikan penyelesaian zona – zona produksi yang baik.
5.Karena open hole logging tidak bisa diulang maka, diperlukan analisa dan interpretasi logging yang teliti sebelum pipa selubung dipasang.
6.Jika diperlukan pada saat kerja ulang nanti, ingin memperdalam sumur hanya bisa dengan diameter yang kurang dari lubang sebelumnya.

Komplesi Lubang Terbuka (Open Hole Completion)

noreply@blogger.com (bayoe) — Tue, 24 Feb 2009 23:05:00 +0000

Keuntungan sistem ini adalah :
1.Formasi lapisan tidak akan rusak oleh semen.
2.Diameter penuh pada zona produksi dan tidak ada effect hambatan terhadap aliran sehingga bisa menghasilkan produktivitas yang maksimum.
3.Logging pada lubang terbuka bisa diulang karena lubang tidak tertutup pipa selubung, sehingga logging lubang terbuka (open hole logging) tidak merupakan hal yang kritis pada phasa pengeboran.
4.Sumur dapat diperdalam dengan mudah dengan diameter yang sama apabila diperlukan pada saat kerja ulang (workover).
5.Sumur dapat diubah menjadi komplesi liner pada saat kerja ulang.
6.Sangat cocok untuk pengerjaan metoda pengontrolan pasir ( open hole gravel pack )
7.Tidak ada biaya perforasi.

Kerugian system ini :
1.Tidak dapat mengisolasi zona – zona produksi yang satu terhadap yang lainnya.
2.Sulit mencegah dan mengontrol gas atau air yang tidak diharapkan akibat coning atau fingering.
3.Sulit melakukan pemilihan zona yang akan di “Stimulate” (dirangsang).
4.Kesulitan dalam menentukan kedalaman ujung pipa selubung produksi karena pipa selubung harus dipasang sebelum logging dilakukan pada interval lapisan produksi
5.Diperlukan pembersihan lubang (clean – up) jika formasi lapisan mudah dilepas – lepas (not consolidated) atau batuannya rapuh.
6.Batuan harus betul – betul consolidated (tidak rapuh.)

Well Completion

noreply@blogger.com (bayoe) — Mon, 23 Feb 2009 23:08:00 +0000

Well Completion sering disebut juga Penyelesaian Sumur yaitu merupakan pekerjaan lanjutan dari proses pelaksanaan pemboran sumur. Sebagian dari para tenaga ahli perminyakan berpendapat bahwa pekerjaan “Well Completion” dimulai setelah pekerjaan-pekerjaan tersebut dibawah ini selesai, yaitu :
1.Pemboran sumur telah mencapai TD (Total Depth).
2.Casing Produksi telah dipasang dan disemen, atau Casing liner telah terpasang dengan disemen atau tidak disemen.
3.Casing Produksi telah terhubung dan terpasang dengan Well Head.

Beberapa faktor yang harus dipertimbangkan dalam perencanaan penyelesaian sumur –sumur :
1.Investasi yang diperlukan
2.Jumlah / kecepatan produksi yang diinginkan
3.Jumlah cadangan gas / minyak pada setiap zona lapisan
4.Tenaga pendorong reservoir
5.Keperluan akan perangsangan sumur (Well Stimulation)
6.Keperluan akan pengontrolan pasir
7.Aspek – aspek kerja ulang nantinya
8.Pertimbangan pengangkatan buatan
9.Kemungkinan project EOR dimasa yang akan datang.

Tipe – Tipe Penyelesaian Sumur

a.Berdasarkan program pemasangan pipa selubung :
- Komplesi lubang terbuka (open hole)
- Komplesi perforasi (perporated completion)
- Komplesi liner (liner completion).

b.Berdasarkan jumlah zona yang diproduksi suatu sumur :
- Sistem komplesi zona tunggal (single completion)
- Sistem komplesi zona banyak (multiple completion)
(To be continued......)

Pahat Pemboran (Drilling Bit)

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 21 Feb 2009 06:09:00 +0000

Kegunaan Pahat Bor

Untuk mendapatkan kedalaman yang diharapkan diperlukan suatu alat yang letaknya di ujung rangkaian pipa pemboran dinamakan mata bor atau bit. Mata bor atau bit adalah alat yang terpasang di ujung paling bawah dari rangkaian pipa yang langsung berhadapan dengan formasi atau batuan yang di bor. Adanya putaran dan beban yang diperoleh dari rangkaian pipa bor diatasnya, akan menyebabkan mata bor itu menghancurkan batuan yang terletak dibawah sehingga akan menembus semakin dalam bebatuan tersebut. Lumpur yang disirkulasikan akan keluar melalui mata bor dan menyemprotkan langsung kebatuan yang sedang dihancurkan di dasar lubang bor. Semprotan ini akan ikut membantu menghancurkan batuan-batuan itu. Batuan yang disemprot oleh Lumpur tadi akan lebih mudah lagi dihancurkan oleh mata bor, sehingga dengan demikian akan diperoleh laju pemboran yang lebih cepat.

Jenis Pahat
Ada tiga macam mata bor jika dilihat dari jenis batuan yang dibor, yaitu :
Mata bor untuk batuan lunak , bentuk gigi panjang dan langsing.
Mata bor untuk batuan sedang, bentuk gigi agak pendek dan tebal.
Mata bor untuk batuan keras, bentuk gigi pendek dan tebal.

Berdasarkan structure pemotong (cutter) dan bantalannya dapat diklasifikasikan sebagai berikut :
Wing Bit
Dipergunakan untuk dilapisan permukaan, umumnya dipakai pada lubang-lubang besar untuk stove pipe yang dalamnya berkisar atara 0 – 30m. Ukuran pahat tersebut biasanya 36 inchi.

Roller Cone
Pahat roller cone biasa dipakai untuk lapisan lunak sampai lapisan keras.

Diamond
Pahat Diamond merupakan sejenis bahan yang mempunyai kekerasan yang sama dengan intan (intan industri) dipakai apabila pahat biasa sudah tidak dapat menembus formasi, umumnya untuk lapisan-lapisan yang keras.

Dari ketiga macam jenis pahat tersebut yang terbanyak dipergunakan adalah jenis Roller Cone.

Pahat roller cone yang biasa dipakai di buat oleh beberapa pabrik yaitu ;
Hughes
Reed
Varel
Smith
Security

Roller Cone dibagi juga dengan klasifikasi dan kekerasan pahat itu sendiri yaitu dengan no. code misalnya untuk yang soft IADC code : 111, 114 ( International Assosiation Drilling Code ).Kekerasan pahat disesuaikan dengan formasi yang akan dilaluinya misalnya : soft to medium, medium to hard, untuk mempermudah mengenal apakah pahat itu untuk formasi lunak, sedang dank eras maka yang perlu diperhatikan adalah bentuk gigi pahat tersebut.

Pemilihan Pahat
Didalam pemilihan pahat adalah, Pahat yang dipergunakan untuk mengebor formasi tertentu, tergantung pada kekerasan batuan dari formasi tersebut. Pahat yang dipakai untuk mengebor batuan lunak tidak dapat berfungsi dengan baik bila dipakai untuk mengebor batuan sedang atau batuan keras.Pengetahuan tentang pemilihan pahat untuk mengoptimasikan pemboran tidak seluruhnya teoritas, tetapi dalam banyak hal pemilihan ini tergantung pada pengalaman-pengalaman yang didapat dalam pemboran didaerah yang sudah diketahui atau dikenal.
Hasil pemilihan pahat ini sangat penting karena menyangkut :
Biaya dari pahat.
Rig cost
Round trip / cabut masuk.
Dari ketiga biaya ini barulah dapat menghitung operation cost ( biaya operasi).

Dalam pemboran harus dicatat kemajuan pemboran serta memeriksa serbuk bor yang keluar untuk mengetahui kekerasan dari formasi yang akan ditembus. Semua data yang dicatat pada saat pemboran berlangsung sangat penting karena menyangkut waktu dan biaya, juga sebagai data bila dilakukan pemboran ulang ditempat yang sama. Pemilihan pahat yang tidak sesuai akan memakan waktu yang lama sehingga pahat harus dicabut dan diganti. Untuk daerah-daerah yang baru biasa disebut daerah Eksplorasi ketelitian pemilihan pahat sangat diperlukan dan perlu dilakukan study pemakaian pahat yaitu dengan meneliti kemungkinan bergantinya lapisan formasi dari laju pemboran maupun dari serbuk-serbuk bor (cutting) yang keluar terbawa Lumpur bor.
Dari hasil ini perlu melihat data-data dari pahat itu sendiri berupa beban yang diizinkan untuk pahat tersebut, kemudian berapa putaran pipa atau string yang diperbolehkan. Semua petunjuk mengenai pahat yang akan dipakai haruslah sesuai bila kita ingin mencapai laju pemboran yang kita inginkan.

Beban pada pahat

Beban yang diberikan terhadap pahat merupakan factor yang sangat penting, yaitu dimana saat pahat mulai bekerja ( bor ) maka beban pahat mulai dinaikan perlahan-lahan dengan melihat laju dengan bertambahnya beban yang diberikan pada pahat. Dari beban pahat kemudian perlu mengetahui kecepatan putar ( RPM ).

Kecepatan Putar
Laju pemboran akan meningkat dengan kenaikan kecepatan putar secara exponential.
Dari pemakaian pahat bor ( drilling bit ) yang perlu diperhatikan bahwa setiap barang mempunyai umur tertentu demikian juga pahat bor ( bit life ).

Keausan pada gigi pahat dan bantalan pahat.
Disamping umur dari pahat juga tertentu, maka keausan gigi dan bantalan pahat perlu diperhatikan. Contoh yang perlu diperhatikan pada saat operasi pemboran berlangsung, dengan menurunnya laju pemboran maupun sering adanya torque ( torsi ) pada saat mengebor.
Dalam pemakaian pahat untuk mengebor batuan maka gigi pahat dan bantalan akan menjadi aus, laju keausan dari gigi pahat dan bantalan tersebut tergantung kepada type batuan, beban pada pahat ( WOB ), kecepatan putar ( RPM ) dan sifat-sifat Lumpur pemboran.
Untuk mengoptimasikan pemboran maka pahat tersebut harus dicabut dan diganti sesuai dengan kekerasan dari lapisan yang akan ditembus. Melanjutkan pemboran dengan gigi-gigi pahat yang telah aus akan meninggikan biaya pemboran, disamping kemungkinan terlepasnya gigi pahat / cone sangat besar.
Hal ini sangat penting diperhatikan agar tidak terjadi pekerjaan tambahan diluar program kerja.

Contoh :
Bila pahat terlepas (cone) dan tertinggal didalam lubang bor maka untuk melanjutkan pemboran yang tertinggal didalam lubang harus diambil(dibersihkan) terlebih dahulu, bila tidak pemboran tidak dapat dilanjutkan karena akan menghambat laju pemboran dan kemungkinan-kemungkinan lain yang dapat meninggikan Cost akan terjadi. Untuk melanjutkan pemboran dengan benda-benda yang tertinggal di lubang bor mungkin dapat dihancurkan, tetapi memerlukan waktu yang lama bila dibandingkan dengan mengambil (fishing job)kemudian dilanjutkan bor.
Kemungkian lain adalah masih adanya kendala karena lubang tidak bersih dari hasil serbuk bor yang tidak hancur. Dari pekerjaan-pekerjaan tambahan ini, kita kehilangan waktu yang mengakibatkan naiknya biaya operasi.

Umur Pahat
Perlu diingatkan bahwa ketahanan suatu barang juga tidak terlepas dari umur barang itu sendiri, demikian juga dengan pahat bor (Drilling bit). Drilling bit pun kita kenal mempunyai umur pahat( bit life ) yaitu : jumlah jam pengoperasian pahat hingga ia tidak dapat melanjutkan pemboran dengan cost/foot yang rendah . Umur dari pahat tersebut tergantung dari beberapa faktor :
Beban pada pahat ( WOB )
Kecepatan putar ( RPM )
Karateristik dari batuan
Hydrolika
Optimum cost/foot

Dengan memakai WOB dan RPM yang lebih besar, pahat akan menjadi aus lebih cepat ; umurnya akan lebih pendek. Demikianpun dengan bit hydraulic yang tidak cukup akan mempertinggi laju keausan pahat , yang selanjutnya akan lebih memperpendek umur pahat.

Rumus yang dipakai untuk mengoptimasikan umur pahat dalam bentuk biaya per foot adalah :

C / F = ( Cb + Ct + Cd + Cc + Cr ) / bit footage

Dimana :
C / F = Cost per foot
Cb = Harga pahat
Ct = Biaya tripping
Cd = Down time cost
Cc = Connection Cost
Cr = Rotating Cost

Untuk menentukan kapan pahat akan diganti harus dipakai angka C/F yang terendah .

Salah satu penyebab dari laju pemboran disamping penentuan pahat yang sesuai juga tergantung dari nozzle yang kita pakai pada pahat.

Pemakaian nozzle

Dari pemakaian nozzle yang tepat ( dihitung ) dapat menaikkan laju pemboran sebesar 15 – 40 %, juga tidak terlepas dari bit hydraulic yang dihasilkan oleh lumpur melalui nozzle tersebut .
Dalam pelaksanaan pemboran sebelum pahat dimasukkan kedalam lubang bor, yang perlu diperhatikan adalah :
Catat ukuran pahat
No. Serie / IADC Code
Periksa kondisi pahat
Ukuran nozzle dan kelengkapannya
Penyambungan pada pipa bor harus memakai bit breaker dengan torque yang disarankan .

KERUSAKAN PAHAT

Bit life tidak selamanya menjadi patokan untuk tripping ( ganti pahat ) tetapi hanya sebagai Guide ( Penuntun ) dari pahat itu. Kapan kita harus mengganti pahat tidak perlu menunggu sampai habis umur pahat itu, tetapi tergantung dari kecepatan mengebor ( ROP ).Ini sangat perlu diperhatikan karena semuanya menyangkut biaya. Dalam pengalaman kadang - kadang pahat yang seharusnya bisa mengebor diatas 50 jam ( bit life ) ternyata baru 6 jam tidak ada kemajuan, ini harus segera diganti, kemudian perlu diteliti apa penyebabnya.
Penyebabnya yang sering terjadi adalah :
1. Rusaknya pahat ; terutama
a. Cone
b. Gigi
c. Bearing
2. Tidak cocoknya type pahat dengan formasi yang ditembus
3. Kejatuhan barang dalam lubang bor sehingga menghambat laju pemboran.

Dari kerusakan - kerusakan pada pahat bisa terjadi pada gigi pahat, cone & bearing.

Contoh kerusakan adalah :
Cone pecah, Gigi pahat pecah/patah, Balled Up, Cone Cracked (pecah),Cone Dragged (Salah satu cone atau lebih)tidak bisa berputar, Erosion, Lost Cone, Lost Nozzle, Lost Teeth, Wash Out Bit.

Ukuran - ukuran pahat yang biasa dipakai :
Pahat 36” untuk pipa selubung 30”
Pahat 26” untuk pipa selubung 20”
Pahat 17. 1/2" untuk pahat selubung 13. 3/8”
Pahat 12. 1/4” untuk pipa selubung 9. 5/8”
Pahat 8. 1/2” untuk selubung 7”
Pahat 6” untuk pipa selubung 4.1/2”

Pengujian BOP Stack

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 02:15:00 +0000

Pelaksanan Uji Tekanan BOP Stack adalah sebagai berikut :
1.Peralatan yang dipakai untuk uji BOP adalah tester plug, tester cup, pompa rig dan hydrolik tester unit.
2.Tester plug dipasang pada pipa bor dan diturunkan ke dalam lubang hingga duduk pada casing head spool.
3.Isi lubang dengan fluida berupa air sampai penuh melalui saluran pengisian lubang dengan menggunakan pompa rig.
4.Buka salah satu dari 2 buah valve 2” yang ada pada casing head spool. Hal ini bertujuan agar pada saat melakukan test BOP bila tester plug bocor maka fluida dapat keluar melalui valve 2” tersebut sehingga tekanan tidak akan membebani casing.
5.Buka HCR valve 4” dan tutup adjustable choke.
6.Tutup annular BOP.
7.Sambungkan hose yang ada pada hydrolik tester unit dengan pressure gauge yang terpasang pada saluran pengisian lubang di stand pipe manifold.
8.Tekan BOP dengan tekanan sebesar 500 psi (low pressure) dan tahan selama 10 menit. Periksa kebocoran pada BOP stack. Lihat chart yang ada pada tester unit.
9.Bila baik, naikkan tekanan pengetesan secara bertahap hingga maksimum 70% dari tekanan kerja BOP stack dan tahan selama 10 – 15 menit.
10.Periksa kebocoran pada BOP stack dan lihat chart yang ada pada tester unit.
11.Bila baik, buang tekanan secara perlahan-lahan melalui saluran buang.
12.Bila pressure gauge sudah menunjukkan angka 0 psi maka buka annular BOP.
13.Dilanjutkan dengan pengujian Back Pressure Manifold.
14.Buka adjustable choke dan semua valve yang ada pada BPM kecuali valve yang menuju ke flare, separator dan mud pit harus tertutup.
15.Isi lubang dan BPM dengan fluida berupa air sampai penuh melalui saluran pengisian lubang dengan menggunakan pompa rig.
16.Lakukan langkah-langkah seperti no 7 sampai 12 diatas.
Untuk melakukan pengujian pada pipe ram BOP langkah – langkahnya sama dengan pengujian yang dilakukan pada annular BOP, namun BOP yang ditutup adalah pipe ram BOP.

Sedangkan untuk melakukan pengujian blind ram langkah – langkahnya adalah sebagai berikut :
1.Tester plug dipasang pada pipa bor dan diturunkan ke dalam lubang hingga duduk pada casing head spool.
2.Lepaskan drill pipe dari tester plug dan keluarkan drill pipe dari dalam lubang.
3.Isi lubang dengan fluida berupa air sampai penuh melalui saluran pengisian lubang dengan menggunakan pompa rig.
4.Buka salah satu dari 2 buah valve 2” yang ada pada casing head spool. Hal ini bertujuan agar pada saat melakukan test BOP bila tester plug bocor maka fluida dapat keluar melalui valve 2” tersebut sehingga tekanan tidak akan membebani casing.
5.Buka HCR valve 4” dan tutup adjustable choke.
6.Tutup blind ram.
7.Sambungkan hose yang ada pada hydrolik tester unit dengan pressure gauge yang terpasang pada saluran pengisian lubang di stand pipe manifold.
8.Tekan BOP dengan tekanan sebesar 500 psi (low pressure) dan tahan selama 10 menit. Periksa kebocoran pada BOP stack. Lihat chart yang ada pada tester unit.
9.Bila baik, naikkan tekanan pengetesan secara bertahap hingga maksimum 70% dari tekanan kerja BOP stack dan tahan selama 10 – 15 menit.
10.Periksa kebocoran pada BOP stack dan lihat chart yang ada pada tester unit.
11.Bila baik, buang tekanan secara perlahan-lahan melalui saluran buang.
12.Bila pressure gauge sudah menunjukkan angka 0 psi maka buka blind ram BOP.
13.Masukkan drill pipe ke dalam lubang dan sambungkan pada tester plug. Cabut tester plug untuk dikeluarkan dari dalam lubang.
Selain pengujian BOP dengan cara memberikan tekanan kerja maka pengujian juga dilakukan dengan cara buka dan tutup BOP atau yang disebut test fungsi (function test).

Sistem Kontrol

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 02:11:00 +0000

ACCUMULATOR UNIT
Saat awal mulai terjadi well kick adalah merupakan saat kritis yang memerlukan tindakan yang cepat, untuk menghindari membesarnya kick dan membesarnya semburan agar tidak terjadi semburan liar maka diperlukan suatu unit pengendali (PSL control system) yang dapat menyediakan tenaga hidrolik yang terus menerus (otomatis) dapat cepat, mudah, aman dan praktis untuk menutup pencegah semburan liar. Unit peralatan ini di industri pemboran disebut accumulator unit atau closing unit.Disebut accumulator unit karena cairan hidrolik dikumpulkan (accumulates) atau ditimbun di dalam lubang baja di bawah tekanan tinggi dan siap untuk dipakai. Disebut closing unit karena sistem mempunyai fungsi utama untuk menutup (closed) PSL pada saat kick.

Komponen Utama dari Accumulator Unit
1.Botol-botol accumulator, berisi cairan hidrolik yang disimpan dalam keadaan bertekanan tinggi bersama gas nitrogen terkompresi sehingga cairan hidrolik dapat cepat mengalir untuk dipergunakan.
2.Pompa bertekanan tinggi yang dilengkapi dengan hydraulic pressure switch otomatis, sehingga pompa dapat mengisi accumulator setiap saat apabila hidrolik di accumulator turun dan dikembalikan sampai sebesar tekanan kerja accumulator.
3.Control manifold yang terdiri dari valve-valve, pressure regulator mengatur tekanan dan aliran dari cairan hidrolik ke masing-masing PSL.
4.Bejana penampung cairan hidrolik dengan tekanan sama dengan udara luar.
5.Cairan hidrolik yang dipergunakan harus mempunyai kekentalan rendah, tidak mudah terbakar, tidak dapat menyebabkan karat dan memiliki sifat melumasi yang baik dan khusus untuk di laut tidak boleh menyebabkan matinya makhluk laut.
6.Pipa Line 1”, berupa pipa tahan bertekanan tinggi untuk mengalirkan cairan tenaga hidrolik ke PSL dan aliran kembalinya cairan dari PSL ke bak penampung.
7.Remote control, merupakan alat system pengendali accumulator unit dari jarak jauh.

Botol Accumulator Unit
a.Periksa isi nitrogen seminggu sekali
Tekanan precharge nitrogen adalah 1000 psi ± 10% untuk system tekanan kerja 2000 psi dan untuk 3000 psi. Untuk tekanan kerja 1500 psi tekanan precharge nitrogen yang diperlukan 750 psi ± 10%.
b.Periksa seminggu sekali keadaan fluida reservoir, apabila terdapat endapan segera dibuang. Dan isi kembali sampai ketinggian yang disarankan. Pakailah hydraulic oil SAE 10 dan jangan memakai fuel oil, kerosine atau air garam.

Air Operated Pump
a.Penyetelan Hydro-Pneumatic Pressure Switch
•Untuk menaikkan shut off set point, putar spring adjustment nut dari kiri ke kanan.
•Untuk menurunkan shut off set point, putar spring adjustment nut dari kanan ke kiri.

b.Periksa air lubricator seminggu sekali, isi sampai level yang sesuai dengan minyak pelumas SAE 10.
c.Bersihkan strainer dan filter dengan air hangat atau kerosine seminggu sekali.
d.Packing pompa yang mempunyai spring loaded tidak memerlukan penyetelan. Tetapi pompa dengan ”adjustable packing gland” harus dikeraskan secukupnya agar tidak bocor berlebihan.

Electric Triplex Pump
a.Penyetelan electric pressure switch :
•Untuk menyetel ini buka penutup adjustment screw di sebelah kanan switch.
•Untuk menaikkan shut off set point, putar adjusting screw berlawanan arah jarum jam sampai shut off set point dicapai.
•Untuk menurunkan shut off set point, putar adjusting screw searah jarum jam sampai shut off set point di capai.

b.Periksa crankcase-minyak pelumasnya sebulan sekali.
c.Periksa tinggi minyak pelumas sebulan sekali.
d.Packing pompa, periksa seminggu sekali. Pompa dengan ”adjustable packing gland” harus dikeraskan secukupnya agar tidak bocor berlebihan.
e.Strainer, bersihkan strainer seminggu sekali dengan air hangat atau kerosine.

Control Manifold
a.Regulator, dioperasikan penuh sampai range operasinya dan direset kembali pada operating pressure. Memvariasi setting untuk menghilangkan keausan setting permanen pada shear seals.
b.Air Transmiter, air transmiter regulator harus diset pada 15 psi. Jangan dirubah setting ini.
c.Four-way control, berikan grease.
d.Air Cylinder, lumasi piston rod dan air cylinder dengan silicon based lubricant yang berkualitas. Berikan greease mounting bolt dari air cylinder.
e.Check out, seminggu sekali buka lubang inspeksi 4” dan lihat adakah tampak adanya kebocoran aliran saluran buang/kembali regulator, control valve dan relisf valve. Perbaiki atau ganti bila diperlukan.

Susunan Pencegah Semburan Liar

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 02:08:00 +0000

PENYAMBUNGAN PENCEGAH SEMBURAN LIAR
Cara penyambungan Pencegah Semburan Liar, Drilling Spool, Choke Line dan Kill Line secara garis besar ada 3 macam yaitu conventional flange atau disebut flange, studed flange dan clamp hub.Yang pling banyak dipergunakan adalah flange atau ring joint gasket yang distandardkan di API standard 6A.
Ada dua type dasar yaitu 6B, untuk tekanan kerja maksimum 2000, 3000, 5000 psi dan standard 6BX untuk 10000 dan 15000 tekanan kerja maksimum dan khusus untuk 5000 psi tekanan kerja maksimum untuk flange 13 5/8” dan yang lebih besar.
Type 6B flange mempunyai alur (groove) dengan dasar rata dapat dipasang RX atau R ring joint gasket yang berbentuk oval ataupun octagonal saling dapat menggantikan. Tetapi apabila dasar alurnya berbentuk bulat melengkung maka hanya ring joint gasket R yang berbentuk oval dapat dipakai. Untuk type 6BX flange hanya dapat dipasang dengan ring joint gasket type BX.

Ring joint gasket type BX dan RX bersifat pressure energized seal ring sehingga karena adanya getaran maka ring akan bergetar dan akibatnya baut akan mengendor serta memerlukan pengikatan kembali dari waktu kewaktu. Untuk energized ring akan tetap memberikan kerapatan meskipun beberapa baut menjadi kendor.
Studded bolt conection mempunyai karakteristik sama dengan flange hanya saja baut langsung diikatkan pada body yang akan dihubungkan. Dengan jalan ini dapat mengurangi tinggi dari PSL atau yang lainnya karena tidak diperlukan membuat sayap flensa. Clamp type conection juga memerlukan ring joint gasket RX dan BX yang sama dan mempergunakan clamp dengan hanya memerlukan pengikatan 2 sampai 4 baut saja. Cara ini lebih cepat untuk membongkar dan memasangkannya kembali dibanding dengan API flange. Sistem ini sekarang banyak dipakai untuk PSL yang dipakai di onshore maupun di offshore.
Spesifikasi dari conection PSL akan menunjukkan ukuran dan tekanan kerja PSL. Untuk melihatnya dapat diketahui melalui tulisan pada body PSL atau stempel pada flensanya. Ukuran flange dahulu didasarkan pada ukuran nominal yang tidak didasarkan pada ukuran diameter dalam terkecil (minimum vertical bore) tetapi penyebutan ukuran PSL yang baru sekarang ini berdasarkan ukuran minimum vertical bore. Dengan cara penyebutan ukuran yang baru ini antara ukuran nominal size dan minimum vertical bore sama. Sebutan ukuran nominal yang baru ini secara pasti dapat mengetahui berapa ukuran diameter luar dari alat yang dapat dimasukkan ke dalam PSL.

SUSUNAN PSL (PSL STACK ARANGEMENT)
Beberapa pencegah semburan liar yang disusun untuk dipasang pada well head disebut PSL stack. Sangat banyak kemungkinan pemasangan susunan pencegah semburan liar yang mungkin dipasang pada pemboran.
Seperti yang ditulis dalam buletin API RP 53 terdapat macam-macam type susunan PSL stack yang boleh dipakai berdasar tekanan kerja yang akan dihadapi selama pemboran.
Pertimbangan-pertimbangan yang dipergunakan untuk menentukan susunan PSL stack adalah :
-Peraturan pemerintah atau perusahaan minyak ataupun peraturan kontraktor drilling.
-Ukuran fisik, tekanan kerja dan biaya.
-Keluwesan operasi dan keselamatan operasi.

PEMASANGAN PSL
Beberapa masalah yang perlu diperhatikan untuk memasang/menyusun PSL :
•Semua ring groove harus kering dan dibersihkan dari grease.
•Hindari pemakaian sikat baja di dalam pekerjaan membersihkan karena akan dapat merusak permukaannya. Bersihkan dengan kain kering dan periksa dengan teliti adanya kemungkinan yang dapat menyebabkan kebocoran.
•Beri pelumas minyak ringan dan jangan pakai grease.
•Ikat dengan torsi yang cukup pada flange, clamp ataupun pada bonnet.
•Semua sambungan choke line, kill line, relief line dan choke manifold harus minimal sama dengan tekanan kerja PSL.
•Choke line dan kill line harus dijangkarkan dan diikat kuat-kuat.
•Swivel joint pipe choke line dapat memudahkan pemasangan tetapi sebaiknya dihindari dan choke flow line sebaiknya lurus atau boleh melengkung dengan radius besar.
•Memakai swivel joint di kill line tidak apa-apa dan boleh memakai belokan tajam sebaiknya pakai sambungan T.
•Choke flow line akan bekerja dengan fluida bertekanan tinggi dan dengan aliran cepat ini dapat menyebabkan terjadinya erosi dan juga timbul pressure drop yang tinggi sehingga dapat menyebabkan salah pembacaan tekanan annulus. Oleh sebab itu choke line sebaiknya berukuran besar (minimum 3” ID) khusus untuk flow line diverter line usahakan juga dipasang lurus dengan ukuran minimum 6” sebanyak 2 buah dan dilengkapi dengan valve yang bersifat dapat terbuka penuh.

PENGUJIAN PSL
Pengujian PSL adalah penting sekali sebagai usaha pencegahan semburan liar karena banyak peristiwa terjadinya semburan liar karena kegagalan kerja dari PSL, yang diantaranya disebabkan oleh :
1.Peralatan dipasang tidak benar/sempurna.
2.PSL seal gasket dan ring joint bocor karena vibrasi dan pertambahan beban.
3.Casing aus.
4.Kill line dan choke line bocor karena erosi, tersumbat, karena endapan lumpur, semen dan lain-lain.
Hanya satu jalan untuk menjamin kesiapan pencegahan semburan liar dari segi peralatan diantaranya harus dilakukan pengujian.

Saluran Pengendali

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 02:01:00 +0000

Drilling spool, choke dan kill line diperlukan pada pemasangan unit pencegah semburan liar (blowout preventer stack) berfungsi untuk saluran pengendali saat proses menutup sumur dan sirkulasi mematikan kick.
Drill spool, choke dan kill line serta sistem penyambungnya harus mempunyai tekanan kerja sama atau lebih besar dari blowout preventer stack yang terpasang.
Selama operasi pemboran dan selama operasi menangani kick sambungan-sambungan pipa choke dan kill line akan mengalami tekanan dan getaran-getaran oleh karena itu harus diberi pendukung, dijangkarkan dan diikat kuat.

Drilling Spool
Pada mulanya drilling spool merupakan satu-satunya cara untuk menghubungkan choke dan kill line ke pencegahan semburan liar (blowout preventer). Tetapi sekarang choke dan kill line dapat langsung dipasang pada side out-let pada body BOP.
Tujuan pembuatan choke dan kill line pada body BOP adalah untuk meniadakan pemakaian drilling spool sehingga dapat menghemat ruangan dan memperpendek tinggi BOP stack dan juga mengurangi jumlah sambungan pada BOP stack. Salah satu kelemahan dari pemakaian kill dan choke line pada body BOP adalah bahaya terkikisnya choke line outlet oleh pasir yang keluar bersama semburan kick. Apabila luka akibat pengikisan terlalu besar, dapat menyebabkan BOP tidak dapat dipakai lagi. Sedangkan kalau yang terkikis adalah lubang choke line pada drilling spool maka mengganti drilling spool akan lebih murah dibanding dengan mengganti atau memperbaiki BOP.

Minimum persyaratan drilling spool adalah :
•Harus memiliki side outlet 2 buah dengan diameter minimum 2” dan 3”
•Diameter dalam (bore) drilling spool minimal harus sama dengan diameter dalam puncak casing head
•Tekanan kerja minimal harus sama dengan tekanan kerja dari puncak casing head yang dipasang dengan BOP

Kill Line
Kill line berfungsi untuk saluran injeksi ke sumur apabila diperlukan untuk mematikan sumur. Kill line minimum harus ada sebuah dan yang terbaik dua buah dengan letak yang dapat bervariasi tergantung susunan BOP stack.
Pada kill line harus dipasang satu atau dua valve pada drilling spool atau outlet BOP dan satu check valve untuk perlindungan apabila terjadinya kebocoran atau pecah pada saluran/pipa kill line. Dengan dipakainya check valve memungkinkan kill line valve tetap dibuka selama kick dan dapat memompakan ke sumur setiap saat tanpa membuka valve terlebih dahulu.
Kill line valve yng utama (primer) adalah yang terletak paling luar dapat berupa remote hydraulic operator sedang yang manual diletakkan dekat BOP disebut master valve. Master valve dalam operasi selalu dibuka. Semua sambungan, pipa memipa, valve-valve di kill line harus dilindungi dari terjadinya sumbatan dengan cara di flushing dan mengisi dengan cairan lumpur yang bersih.

Choke Flow Line
Choke flow line atau choke line berfungsi untuk mengalirkan fluida bertekanan dari sumur ke choke manifold. Ukuran choke line minimum 3” dan lebih besar dari kill line karena aliran di choke line lebih besar akibat adanya gas yang mengembang di annulus.
Ukuran choke line yang kecil menyebabkan timbulnya pressure drop yang besar dan pembacaan tekanan di choke manifold akan salah karena tidak sama dengan tekanan yang sebenarnya di kepala sumur.
Sebuah manual operated valve harus dipasang sedekat mungkin dengan BOP di choke line sebgai master valve dan sebuah hidraulic power operated valve dipakai sebagai valve primer (utama) dipasang di bagian luar dari master valve. Valve ini yang akan senantiasa dioperasikan untuk dibuka dan ditutup untuk keperluan pengendalian kick dari tempat agak jauh dengan melalui remote kontrol. Choke line disambung sampai ke choke manifold diusahakan dipasang selurus mungkin.
Pengelasan yang dilakukan pada choke dan kill line harus berkualitas baik dan untuk itu harus diperiksa dengan X-ray atau magnaflux sebelum dipasang dan setelah pemasangan harus ditest tekanan.
Untuk setiap PSL stack harus minimal memiliki satu choke line dan satu kill line. Tetapi ada kalanya boleh dipasang masing-masing 2 buah untuk tujuan :
•Fleksibilitas pemakaian dalam operasi untuk kemungkinan keadaan operasi stripping tekanan tinggi.
•Masing-masing satu saluran akan dapat berfungsi sebagai saluran cadangan untuk keamanan.

Choke Manifold dan Back Pressure Manifold
Choke line dari PSL stack dihubungkan ke manifold khusus yang berfungsi untuk mengatur pemberian tekanan balik (back pressure) di annulus dan mengatur serta mengendalikan aliran lumpur dari annulus sewaktu penutupan sumur karena kick ataupun sewaktu untuk mematikan kick.
Choke line pada manifold ini merupakan bagian yang akan mengalami keausan atau tersumbat oleh partikel besar yang keluar dari sumur. Oleh karena itu disediakan lebih dari satu choke di manifold meskipun manifold tersebut untuk bekerja ditekanan rendah. Pada manifold ini disusun sedemikian rupa agar dapat dengan mudah, cepat dan aman mengatur perubahan aliran pemakaian choke dan arah dari penampungan fluida yang keluar.Manifold header mengatur aliran dari sumur yang tekanannya tinggi menuju choke yang dikehendaki. Valve-valve umumnya dihubungkan dengan sistem flange pada header dan choke. Saluran setelah choke dihubungkan ke pipa berukuran lebih besar dan selanjutnya diatur ke arah flare, mud gas separator atau ke mud pit. Sebuah manometer harus dipasang pada choke line manifold, untuk mengetahui tekanan casing tekanan kerja manifold harus sama atau lebih besar dari tekanan kerja PSL stack.
Discharge line dari choke mempunyai diameter dalam lebih besar dari body choke. Full opening valve dipasang di depannya dan selanjutnya dihubungkan ke expansion chamber. Pada expansion chamber aliran fluida yang berkecepatan tinggi dengan membawa pasir dan cutting kecepatannya akan turun sebelum fluida dari formasi masuk ke mud gas separator. Pipa dan valve setelah choke dipasang pipa-pipa dan valve bertekanan kerja lebih rendah adalah salah dan berbahaya, karena problem erosi, dan bila gas yang keluar dan mengembang akan dingin dan dapat terjadi pembekuan atau penyumbatan.
Berikut ini bentuk susunan choke manifold yang disarankan dalam buletin API RP53 oleh IADC untuk operasi drilling rig di darat.

Choke Dan Control Panel
Terdapat tiga type choke yang mungkin dipakai pada choke manifold :
1.Positive choke
2.Manual adjustable choke
3.Hydraulic adjustable choke

Positive Choke
Positive choke atau bean mempunyai diameter lubang pembukaan yng tetap choke ini dipakai untuk mengatur tekanan konstan di sumur.

Manual Adjustable Choke
Pada choke ini besar pembukaannya dapat diatur sehingga dengan mudah dapat untuk mengatur besarnya tekanan di drill pipe (stand pipe) dan di casing selama sirkulasi.
Bentuk dasarnya mirip dengan prinsip Widle valve, tetapi berukuran besar, stem dari choke ini dan seatnya normal dibuat dari tungsten carbide atau material lain yang kurang tahan abrasi.

Hydraulic Adjustable Choke
Hydraulic Adjustable Choke yang biasa dipakai dalam operasi pemboran adalah :

1. Swaco Super Choke
Choke ini merupakan salah satu jenis hydraulic adjustable choke yang dapat menutup penuh sehingga dapat dipakai untuk menutup sumur. Tekanan kerja dari choke ini 10.000 psi dan telah dicoba tahan selama operasi pada tekanan tinggi.
Choke memiliki mekanisme dua plate bulat dengan lingkaran lubang hampir setengah lingkaran dan equivalent dengan 1 ½” lingkaran. Satu dari plate ini digerakkan berputar dengan tenaga hydraulic untuk menutup atau membuka choke.
Sangat kecil kemungkinan choke tersumbat atau aus setelah dipakai dalam waktu yang lama, tetapi apabila tersumbat dapat dengan mudah dibersihkan dengan membuka choke.
Pembangkit tenaga hidrolik dapat menggunakan udara atau pompa tangan hidrolik sebagai cadangan kalau saluran hidrolik dari consule rusak sampai choke, maka choke dioperasikan langsung dengan manual yaitu diputar memakai tongkat besi.
Prosedur Pengoperasian
1.Dorong valve air supply ke posisi ”On”.
2.Buka valve hydraulic regulator beberapa putaran.
3.Untuk menutup choke, dorong control lever ke posisi ”close”. Perhatikan indicator penunjuk gerakan dari posisi choke. Apabila tekanan casing atau tekanan Dp yang dikehendaki telah dicapai lepaskan ”contror lever” ke posisi ”hold” maka penutupan choke akan berhenti. Bila perlu hydraulic regulator diset kembli kalau pembukaan choke terlalu cepat atau terlalu lambat saat control lever dioperasikan.
4.Dengan mendorong kontrol lever sebentar lalu segera kembalikan ke posisi ”hold” maka dapat mengatur perubahan pembukaan sedikit-sedikit.
5.Apabila terjadi choke tersumbat, segera dorong kontrol lever pada posisi open dan buka regulator banyak-banyak untuk mempercepat pembukaan. Apabila telah bebas sumbatannya dorong kontrol lever ke posisi ”close” dan tunggu sampai choke kembali ke posisi semula.
6.Apabila telah kembali ke posisi semula atur kembali regulator ke posisi putaran semula.
7.Apabila pekerjaan choke telah selesai buka choke dan putar valve supply udara (air supply) ke posisi ”off” untuk membuang semua tekanan dari hydraulic system.
8.Jangan lupa untuk supaya pump stroke counter jalan, power harus on dan sensor harus telah dipasang di pompa.

Operasi Pada Kondisi Darurat :
1.Rusak tidak ada supply udara atau rusak air pump :
•Pasang handle pada hand pump yang terletak pada dasar control skid dan periksa bleed off valve harus berposisi close.
•Untuk merubah pembukaan choke tahan posisi kontrol lever pada posisi yang dikehendaki sambil hand pump dijalankan.

2.Hydraulic line pecah atau sambungan rusak :
•Apabila rusak open line, putus/lepaskan close line demikian pula jika sebaliknya.
•Masukkan batang besi (”rod” 5/8”) ke dalam lubang di indicator head assembly choke.

Cameron Remote Manual Drilling Choke
Drilling choke dari cameron ini tersedia untuk tekanan kerja 5000, 10000, 15000 dan 20000 psi. Standard choke ini cocok untuk hydrogen sulfide dan temperature sampai 380º F. Pada keadaan saluran udara rusak/tidak ada, manual hand pump atau gas nitogen dan hydrulic accumulator melalui auxilary choke lever pada control.
consule dapat untuk mem-bypass semua kontrol untuk langsung mengoperasikan manual hydraulic choke.

Prosedure Operasi
1.Choke dari cameron tidak positive seal oleh karena itu untuk mendapatkan pembacaan tekanan tutup yang tepat tutuplah valve dekatnya (sebelum choke).
2.Dengan handle 2 (handle pemilih choke) dapat untuk memilih choke yang akan dipergunakan untuk dioperasikan, choke kiri atau yang kanan. Apabila hanya memakai satu choke maka dengan melihat selang hidrolik ½” 2 buah yang terpasang dapat diketahui, yang tersambung choke kiri apa kanan.
3.Drill pipe dan choke manifold (casing) manometer mendapat output signal dari transducer. Standpipe dan choke manifold transducer harus mendapat sebuah supply tekanan udara sebelum tekanan lumpur bekerja, bila tidak akan merusak transmitter.
4.Maximum Allowable Annulus Pressure diatur dengan memutar-mutar knob 1 pada panel. Setting yang diberikan terlihat pada manometer.
5.Tingkat posisi choke yang terbaca di indicator menunjukkan besaran relatif dari rapat sampai terbuka penuh. Angka tersebut tidak bisa dikonversikan langsung dengan ukuran choke yang biasa.
6.Manual selector, handle 3 dipakai untuk mengoperasikan choke. Ia mempunyai tiga posisi fungsi : buka (open), tutup (close) dan menahan (hold), setiap fungsi tersebut tertulis di panel.
7.Panel pump stroke counter dan pump speed memerlukan tenaga listrik dan disitu akan menerima electric kumultif dan rate stroke power menit dari pompa.
8.Putar tombol untuk mematikan hubungan listrik bila pompa tidak sedang dipergunakan.

Pencegahan Semburan Dari Dalam Pipa

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 01:58:00 +0000

Inside Blowout Preventer atau Pencegah Semburan Liar Dari Dalam Pipa ialah peralatan-peralatan yang tergolong dapat mencegah terjadinya semburan dari dalam sumur melalui dalam pipa bor bila terjadi kick. Terdapat beberapa jenis peralatan yang tergolong jenis ini yang harus dimiliki oleh setiap rig pemboran dan peralatan ini harus selalu dalam kondisi baik dan siap untuk dipergunakan. Yang termasuk dalam kelompok peralatan ini dan dipasang ditempat tertentu adalah upper dan lower kelly cock, drill float valve, drop in check valve, safety valve (full open type valve), inside blowout preventer, drop in check valve, regan fast shut off coupling.

Upper Kelly Cock
Upper kelly cock disebut juga upper kelly valve atau disebut kelly cock saja. Ia dipasang diantara kelly joint dan swivel dan memiliki ulit kiri. Fungsi dari kelly cock adalah untuk mengisolasi lumpur dari drill stem dengan swivel, rotary hose dan stand pipe bila terjadi kebocoran atau untuk mencegah pecahnya peralatan tersebut karena tekanan dari sumur yang tinggi. Dengan adanya kelly cock memungkinkan untuk mereparasi dan mengganti peralatan di swivel dan lain-lain pada saat sumur ada tekanan atau sedang terjadi kick.

Kelly cock harus memiliki tekanan kerja sama atau lebih besar dari blowout preventer yang dipakai dan harus mempunyai diameter pembukaan sama dengan kelly. Kelly cock umumnya tersedia dengan tekanan kerja 5.000 dan 10.000 psi dan mampu menahan berat string.Untuk mengoperasikan kelly cock diperlukan wrench (kunci) tertentu dan disarankan dioperasikan buka tutup dan diuji secara periodik untuk mencegah kemacetan dan kebocoran.

Lower Kelly Cock
Lower Kelly Cock disebut juga Kelly Valve, ia dipasang di bawah kelly dan dipakai bila upper kelly cock rusak dan adakalanya untuk mencegah lumpur dari kelly berjatuhan saat melepas kelly.

Safety Valve
Safety Valve adalah merupakan jenis ball valve atau kerangan bola yang dapat terbuka penuh (full open ball type safety valve) sehingga dapat lebih mudah untuk dipasang pada kondisi ada aliran dalam string.
Safety valve dapat dibuat dari lower kelly cock yang kemudian dilengkapi dengan tangkai yang dapat dengan mudah dilepas kembali. Pada praktek pemakaiannya setelah safety valve terpasang dan kemudian valve ditutup maka selanjutnya tangkai pembantu untuk pemasangan dapat dilepas. Safety valve harus selalu siap di lantai bor dalam keadaan valve posisi terbuka dan memiliki connection atau sambungan yang sesuai dengan connection atau sambungan yang dipergunakan di drill stem (rangkaian pipa bor). Selain itu kunci penutupnya harus juga telah siap di dekat tempat meletakkan safety valve dan mudah dijangkau untuk mengambilnya.

Inside BOP
Inside BOP merupakan salah satu dari dua type untuk menutup semburan dari dalam string selama stripping saat kelly sedang di kelly hole. Inside BOP merupakan type float dimana ia memiliki check valve (valve insert), sehingga tetap memiliki hambatan untuk mengalirnya semburan lumpur meskipun dalam posisi terbuka. Oleh karena itu inside BOP lebih susah dipasang pada string yang sudah menyembur. Untuk memudahkan pemasangan inside BOP pada kondisi ada semburan tersebut maka perlu dipasang terlebih dahulu safety valve.
Inside BOP harus senantiasa tersedia di lantai bor pada keadaan valvenya terbuka dan apabila telah dipasang pada string, valve release rod lock screw harus diputar ke kiri sampai valve release rod terbebas agar dpat berfungsi sebagai check valve.
Selanjutnya release tool (bagian atas inside BOP) harus dilepas agar inside BOP tersebut dapat disambungkan dengan drill stem untuk dapat melakukan pekerjaan stripping.

Drop In Check Valve
Drop in check valve disebut juga pump down atau drop in dart type yang berfungsi untuk mencegah aliran balik dalam string inside BOP. Drop check valve ini memerlukan sub khusus yaitu Landing Sub yang dipasang cross over drill collar. Pencegah semburan type ini diperlukan untuk pekerjaan stripping khususnya operasi stripping out. Type ini tergolong dapat diambil kembali dengan wire line dan walaupun ada pula yang tidak dapat diambil dengan wireline.

Drill Pipe Float Valve
Drill float valve sering disebut bit float valve berfungsi sebagai check valve yang terletak di ujung drill stem di atas bit. Pada dasarnya ada bermacam jenis bit float valve dan salah satu diantaranya flapper type check valve.
Bit float ini berfungsi untuk mencegah aliran balik lumpur selama operasi drilling tripping dan untuk mencegah blowout akibat swab effect saat mencabut directional survey instrument atau alat lain dari dalam drill stem.
Bit float valve ini dapat aus akibat aliran lumpur selama sirkulasi sehingga tidak dapat berfungsi sempurna. Oleh karena itu meskipun telah terpasang bit float valve masih perlu peralatan pencegah semburan dari dalam string yang lainnya seperti safety valve dan inside BOP untuk operasi stripping dan lain-lain.
Salah satu type yang umum juga dipakai adalah Vented Flapper. Type ini memungkinkan untuk dapat membaca secara langsung besar tekanan tutup drill pipe (SIDPP) saat PSL ditutup. Disamping itu type ini juga dapat untuk mengurangi atau memperkecil bila ada aliran balik lumpur saat terjadi kick, sehingga dapat membantu mempermudah pemasangan safety valve ataupun inside BOP.

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Hydril Ram Type BOP

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 01:47:00 +0000

Hydril type ram relatif baru di industri pemboran tetapi telah mulai banyak dipakai saat ini. PSL tipe ram dari hydril terdapat dua tipe yaitu PSL Hydril tipe V Ram untuk tekanan kerja 2000, 3000, 5000 psi dan PSL Hydril X ram untuk tekanan kerja 10.000 psi ke atas.
Prinsip operasi dan kelebihan/keuntungan-keuntungan dari PSL tipe ini mirip dengan PSL Shaffer tipe LWS & SL dengan perbedaan yang prinsip pada Hydril yaitu sistem penguncinya terdapat pada bagian upper seal set dan konstruksi dari ramnya.
Sistem penguncian ada dua jenis yaitu manual lock dan automatic multi position locking.

Manual Locking
Mempunyai cara operasi dan konstruksi relatif sama dengan PSL Shaffer. Ulir-ilir untuk mengunci berada dalam bagian yang terlindung dan rapat untuk mencegah karat.
Untuk mengunci dapat dilakukan setelah ram menutup dan diputar ke kanan sampai penuh atau dapat pula dipakai sekaligus untuk menutup ram dan menguncinya dengan cara serupa di atas. Untuk membuka ram kunci harus dibuka dahulu dengan memutar ke kiri sampai penuh kemudian ram dibuka dengan tekanan hidrolik.

Ram Assembly
Ram assembly terdiri dari front packer dan upper seal. Untuk membongkar dan memasang front packer dan upper seal adalah sama dengan prosedur reparasi ram assembly dari Cameron tipe U.

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : PSL Shaffer Type SL

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 01:46:00 +0000

PSL tipe ini merupakan pengembangan dari tipe LWS dan dipergunakan untuk ukuran besar dioperasikan pada sumur dalam baik di darat ataupun lepas pantai. Tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup PSL tipe ini pada keadaan normal di bawah 1500 psi tergantung dari tekanan di dalam kepala sumur.Pada tekanan maksimum kerjanya diperlukan tekanan hidrolik 2100 psi. Walaupun demikian akan tetap dapat menutup sumur dengan tekanan hidrolik kurang dari 1500 psi untuk tekanan sumur 10.000 psi.
PSL tipe ini tidak memiliki pipa manifold hidrolik yang tampak di luar body karena lubang saluran/manifold hidrolik dibuat dengan dibor melalui dinding dalam body sehingga membuat PSL lebih kompak dan lebih aman.

Sistem pengunci setelah ram menutup dapat secara otomatis dengan postlock atau manual lock. Untuk semua ukuran PSL tipe ini memiliki secondary ram shaft seal serta tersedia ram yang dapat menahan drill pipe waktu didudukkan sampai beban 600.000 lbs serta tahan terhadap lingkungan H2S.
Prosedur penggantian ram PSL ini sama dengan tipe LWS hanya sedikit berbeda pada tipe ini yaitu pintunya rata (tidak berongga untuk ruang sedikit masuk ram) sehingga untuk melepas ram atau memasang kembali ram tidak diperlukan tekanan hidrolik pada saat pintu telah terbuka.

PSL Shaffer Type LWP
PSL tipe ini tersedia untuk ukuran 9” dan 7-1/16” – 3000 psi wp untuk workover dan well service. Ia memiliki bentuk fisik dan konstruksi yang sama dengan LWS tetapi hidrolik diantara hinge pin melalui dalam body. Tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup PSL ini pada sumur bertekanan maksimum tekanan kerja hanya diperlukan sebesar 1000 psi. PSL tipe ini sistem pengunci tersedia hanya sistem manual. Prosedur cara penggantian ram sama dengan PSL type LWS.

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : PSL Shaffer Type LWS

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 01:44:00 +0000

PSL type ini merupakan salah satu tipe yang populer dipergunakan pada operasi pemboran maupun workover. Diproduksi dalam bentuk single dan double dengan sistem sambungan Flange, Clamp atau Studded. Tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup PSL tipe ini pada keadaan normal dibawah 1500 psi yang tergantung pada besarnya tekanan di dalam kepala sumur.Pada keadaan darurat dapat dipergunakan tekanan hidrolik maksimum 3000 psi tetapi akan dapat mempercepat kerusakan dan keausan dari piston seal dan ram rubber.PSL tipe ini memiliki manifold pipa hidrolik di luar PSL yang menghubungkan sistem saluran di engsel pintu (hinges), kecuali untuk 7-1/16” 10.000 psi wp, 20-¾” 3.000 psi wp dan 21-¼” 2.000 psi wp. Sistem penguncian dengan postlock tersedia untuk menahan rangkaian pipa bor sampai 600.000 lbs bila tooljoint didudukkan pada pipe ram saat menutup. Dan ram ini juga memenuhi syarat untuk bekerja di lingkungan H2S

Prosedur Penggantian Ram
1.Letakkan hidrolik kontrol pada accumulator pada posisi buka kemudian letakkan pada posisi netral (ditengah).
2.Buang tekanan hidrolik pada operating line untuk memudahkan di dalam membuka pintu.
3.Buka baut-baut menutup (door cap screw) kemudian dorong ke samping untuk membuka pintu.
4.Berikan tekanan menutup (dengan memakai control valve) untuk mengeluarkan ram sehingga akan dapat dengan mudah mengambil ram dari ram shaftnya.
5.Ram dapat dilepas dengan bantuan cat line untuk menahan dan kemudian digeser/ditarik ke samping hingga ram terlepas.
6.Kecuali pada PSL 7 -1/16” – 10.000 psi wp ram harus diangkat untuk melepasnya.
7.Sebelum dilakukan penggantian ram perlu dilakukan pembersihan dan diperiksa bagian dalam rongga di body, bersihkan/perbaiki bila ada bagian yang dapat merusak packing.
8.Selanjutnya berikan grease yang tahan air pada rongga tersebut.
9.Lakukan pemeriksaan seal pintu (door seal), bila perlu lakukan penggantian, selanjutnya pasang ram baru.
10.Berikan tekanan hidrolik membuka (dengan memakai control valve), maka ram akan masuk rongga di pintu. Dan selanjutnya pintu dapat ditutup kembali dan dipasang semua baut pintu dan selanjutnya PSL siap ditest untuk operasi.

Prosedur Mengganti Rubber Packing Element dari Ram
1.Lepaskan dua buah ram retracting screw dan ram holder.
2.Lepaskan dua rubber retaining screw.
3.Lepaskan kedua sisi karet packing yang mengelilingi bagian belakang dari ram block memakai pengungkit (obeng).
4.Gunakan batang besi pendorong untuk memukul/mendorong karet melalui lubang retaining screw dan cungkil karet agar keluar/lepas dari ram block.
5.Bersihkan bagian-bagian ram.
6.Pasang karet baru dengan prosedur kebalikan dari cara melepas tersebut di atas.

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : NL Shaffer Ram Type BOP

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 01:41:00 +0000

Pencegahan semburan liar (PSL) dari produksi NL Shaffer ada empat model dasar dari type Ram, yaitu :
1.Model SL, model ini umumnya dibuat untuk tekanan tinggi dan dipergunakan untuk operasi pemboran dalam dan untuk PSL di dasar laut.
2.Model LSW, model ini umumnya untuk operasi pemboran di darat.
3.Model LWP, model ini untuk operasi produksi dan kerja ulang.
4.Model Sentinel, model ini cocok untuk Well Servicing, kerja ulang dan operasi pemboran tekanan rendah.
Ram dari Shaffer ini dioperasikan membuka dan menutup dengan tekanan hidrolik yang diberikan melalui silinder yang terletak pada bagian pintu (silinder dasar), kecuali untuk type Sentinel yang hanya dioperasikan dengan sistem mekanis.
Selain dari pada itu untuk PSL yang memiliki sistem pengunci mekanis, penguncinya dapat dipakai juga untuk menutup ram pada keadaan darurat.

Saluran hidrolik untuk penutup silinder tersebut dipasang dibagian belakang PSL berbentuk pipa yang di clamp di luar (LWS) atau melalui bagian dalam badan PSL yang dibor. Pada body atau clamp disetiap sisi terdapat dua lubang yang diproof.
Sehingga untuk setiap PSL mempunyai lubang 4 buah (seperti pada tanda panah) yang terdiri dari 2 lubang saluran yang berhubungan dengan ruang silinder tutup (bertanda garis putus-putus) dan dua lubang lainnya berhubungan dengan saluran buka (bertanda garis putus-putus tebal).Dari klam-klam tersebut masing-masing saluran akan mengalirkan cairan hidrolik melalui lubang-lubang khusus di pin pintu (hinge pin) dan selanjutnya akan mengalir ke saluran ke ruang buka di silinder dan yang lain ke ruang untuk menutup di silinder.Dengan adanya Hinge pin pintu PSL (door) dapat dibuka untuk mengganti ram tanpa kebocoran cairan hidrolik.
Dari keempat lubang saluran tersebut di atas hanya dipergunakan dua buah, yaitu sebuah pada saluran buka dan sebuah lagi di saluran tutup dengan letak masing-masing dapat dipilih di sebelah kiri atau kanan. System penguncian ram/piston dari PSL Shaffer type SL dan LWS ada 2 macam yaitu Postlock System dan Manual Lock System. Sedang untuk PSL type LWP dan Sentinel, sistem pengunciannya Manual. Pada postlock sistem, ia akan mengunci secara mekanis otomatis saat tekanan hidrolik menutup diberikan dan piston telah mencapai gerak posisi terakhir. Dan selanjutnya tidak diperlukan tekanan hidrolik lagi untuk mempertahankan posisi piston terkunci.
Demikian piston sampai posisi akhir menutup ram Brass Locking Segment akan mengembang keluar pada saat sampai dialur pundak pengunci (locking shoulder) dan mengunci piston. Hal ini dikarenakan Brass Locking Segment didorong oleh Locking Cone karena adanya tekanan hidrolik. Per/pegas di locking cone tetap pada tempatnya bila tekanan cairan hidrolik dibuang.
”Postlock Adjustment Thread” berfungsi sebgai sarana untuk mengatur posisi piston terhadap ram shaft di dalam usaha untuk mendapatkan kerapatan setelah piston terkunci/atau agar dapat mengunci. Pekerjaan mengatur ini dilakukan oleh pabrik pembuat dan normal tidak memerlukan pengatur kembali kecuali apabila PSL pipe ram akan dirubah menjadi shear ram.
Apabila tekanan hidrolik untuk membuka diberikan maka locking akan bergerak menjauh dan Brass Locking Shear akan dapat bergerak untuk membuka ram. Salah satu kelebihan sistem pengunci ini, adalah tidak diperlukan saluran hidrolik khusus ataupun tombol/panel pengendali system.
Pada manual lock system, pengunci dilakukan dengan jalan memutar locking shaft ke kanan (searah jarum jam) sejauh dapat diputar dan sampai ram menutup rapat (atau piston sampai silinder head). Pengunci dilakukan pada kedua sisi silinder bersama.
Beberapa keuntungan system pengunci pada PSL ini adalah :
a.Hanya apabila diperlukan, ram dapat dikunci secara manual setelah ram ditutup dengan tekanan hidrolik.
b.Apabila tekanan untuk menutup ram tidak ada/rusak, ram dapat ditutup secara manual dan dikunci langsung. Tetapi untuk membuka ram tidak dapat dilakukan secara manual.
Prosedur menutupnya adalah sebagai berikut :
-Letakkan posisi hidrolik valve di accumulator pada posisi ”close” untuk mengalirkan hydraulic dari posisi silinder buka.
-Putar ke 2 locking shaft ke kanan semaksimal mungkin ia dapat diputar yaitu sampai ram tertutup rapat.

Prosedur membuka adalah sebagai berikut :
-Buka hidraulic line/saluran membuka untuk membuang tekanan agar tidak terjadi hydraulic lock.
-Putar locking shaft ke kiri sejauh ia dapat diputar dan selanjutnya apabila telah terputar maksimal, putar kembali ke arah kanan 1/8 putaran untuk menghindari macetnya locking shaft karena perubahan tempertur pada posisi tidak mengunci.

c.Locking shaft yang terletak di luar dapat berfungsi sebagai tanda posisi dari ram pada saat proses membuka/menutup.
d.Ulir dari pada locking shaft berada dibagian dalam silinder sehingga dapat terhindar dari kerusakan karena lumpur, air asin sehingga macet.

PSL Type Ram dari Shaffer memiliki beberapa kelebihan, diantaranya :
1.Mempunyai bentuk yang kompak dan mempunyai ukuran tinggi lebih kecil dan membutuhkan ruang untuk reparasi yang lebih sempit.
2.Badan (body) dari PSL mempunyai konstruksi yang memungkinkan kotoran terbuang sendiri (self draining body).
3.Ram dikonstruksi mengambang (Floating design) dan mampu menutup rapat secara pasti pada saluran permukaan. Kelebihan dari konstruksi ram mengambang yaitu pada posisi terbuka bagian atas dari seal pada ram tidak kontak dengan body sama sekali dan seal tidak mengalami penekanan (longgar).

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Cameron Ram Type BOP

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 01:38:00 +0000

Ram Type BOP yang diproduksi oleh Cameron yang umum dipergunakan adalah type QRC, type F, type SS dan type U. PSL type ini tersedia dengan ukuran (vertical bore) 7-1/16” sampai 21-1/4” dengan tekanan kerja 2.000, 3.000, 5.000, 10.000 dan 15.000 psi. PSL type QRC (Quick Ram Change) adalah yang pertama diproduksi oleh cameron dan saat tidak diproduksi lagi (absolute). Kita akan membahas Ram BOP type U yang diproduksi oleh Cameron karena banyak dipergunakan dalam operasi pemboran.

Ram BOP Type U
Ram BOP type U di design oleh Cameron untuk operasi PSL di darat (surface BOP stack) dan di dasar laut (sub sea BOP stack). Ram BOP type U terdapat tiga macam model yang sering dipakai yaitu single open face, double open face dan triple open face. Tekanan hidrolik untuk menutup yang disarankan adalah 1.500 psi tetapi pada kondisi yang extreme tekanan hidrolik penutupan dapat dinaikkan sampai 5.000 psi. Closing ratio (perbandingan antara tekanan hidrolik yang diperlukan untuk menutup BOP dan tekanan sumur yang akan ditutup) untuk type U sekitar 7 : 1 sehingga dengan tekanan hidrolik lebih rendah dari 1500 psi sudah dapat menutup rams.
Apabila Ram BOP telah tertutup maka tekanan sumur akan membantu menahan ram untuk menutup. Tekanan sumur akan mendorong ram maju menutup dan keatas sehingga top seal dan front packer akan semakin rapat. Karena top seal berada dibagian atas maka efektif penutupan hanya untuk dapat menahan tekanan dari satu arah saja yaitu dari bawah di dalam sumur. Sistem penguncian Ram BOP type U dapat dipasang dengan sistem manual yaitu dengan memutar ram lock tetapi ada juga dengan sistem hidrolik. Ram BOP type U diproduksi dengan sambungan flange, clamp atau studded untuk pemasangannya.
Adakalanya operasi mengharuskan menggantung pipa pada pipe ram. Untuk itu sebelum drill pipe digantung operasi berikut perlu dilaksanakan :
1.Tutup ram dengan tekanan hidrolik tutup minimum 1500 psi.
2.Kunci ram dengan locking screw atau wedge lock.
3.Setelah ram dikunci, tekanan hidrolik untuk menutup di bleed off (dibuang).
4.Standard ram block untuk PSL type U dan menggantungkan drill pipe dengan tapered shoulder tooljoint, beban menggantung tertinggi dengan top seal tetap bekerja adalah 500.000 lbs. Karena tooljoint lebih keras dari ram block, maka akibat penggantungan beban maka permukaan lekuk rams dapat mengalami perubahan.

Ram block dengan permukaan yang di heat treatment menjadi Rock Well hardness C 46-488 dengan permintaan special maka ram ini dapat mempunyai kecenderungan melukai taper tooljoint pada saat hang off tetapi ram ini mampu menahan beban sampai 624.000 lbs dengan top seal ram block tidak rusak. Ram khusus diperlukan untuk alumunium DP dan ram ini dapat dipasang pada PSL type U.

Prosedure Penggantian Ram
1.Posisi ram pada PSL harus terbuka dan 4-way valve di accumulator unit pada posisi lock.
2.Selanjutnya buka 4 buah baut bonnet pada setiap sisi ram.
3.Berikan tekanan hidrolik untuk menutup ram, maka bonnet akan membuka keluar dan ram juga akan keluar body.
4.Dengan memasang baut mata yang berasal dari body pada ram pipe akan dapat dipergunakan untuk mengangkat ram.
5.Lakukan pemeriksaan pada ram tersebut dan apabila perlu top seal dan front packer dapat diganti dengan procedure sebagai berikut :
-Pertama-tama lepaskan top seal.
-Setelah top seal lepas kemudian lepaskan front packer mulai dari satu sisi sedikit-sedikit bergantian.
-Bila telah lepas bersihkan body ram.
-Untuk memasang kembali pasanglah terlebih dahulu front packer, tekan masuk dengan mempergunakan hammer secara perlahan-lahan dan selanjutnya pasang top seal memakai hammer tersebut.

6.Periksa bonnet seal ring adakah rusak, aus, retak dan lain-lain, gantilah bila perlu.
7.Bersihkan dari kotoran dan periksa ram bore (lubang ram dibadan PSL) adakah kerusakan atau terbentuk bibir-bibir tajam karena gesekan pipa bor dengan body PSL. Bila ada hilangkan bibir tajam tersebut.
8.Selanjutnya berikan grease yang tahan air.
9.Tutup bonnet dengan memberikan tekanan hidrolik.
10.Keraskan baut bonnet.

Pencegahan Semburan Dari Luar Pipa : Ram Type BOP

noreply@blogger.com (bayoe) — Sat, 14 Feb 2009 01:30:00 +0000

Pencegahan semuran liar type ram (Ram Type Blowout Preventer) berbeda dengan pencegahan semburan liar type Annular. Kalau type Annular mampu menutup sumur pada segala keadaan lubang, sedangkan untuk type ram hanya dapat untuk menutup satu macam kondisi lubang tertentu, misalnya untuk tidak ada pipa atau untuk satu ukuran pipa tertentu atau juga untuk suatu variasi ukuran pipa, yang dalam hal ini sangat tergantung design dari ram yang dipasang.
Ram digerakkan untuk menutup lubang atau membuka kembali dengan cara menekankan cairan hidrolik dari accumulator unit melalui saluran buka untuk menggerakkan ram ke posisi buka dan menekan cairan hidrolik ke saluran penutup untuk menggerakkan ram tertutup. Pada keadaan darurat pencegahan semburan liar tipe ram dapat ditutup atau dibuka dengan mempergunakan gas Nitrogen yang bertekanan cukup (nitrogen back up system) melalui saluran cairan hidrolik yang ada.

Pada umunya untuk mencegah semburan liar type ram yang dipakai untuk operasi di darat atau di atas permukaan laut, ram dapat dioperasikan menutup secara mekanis yaitu dengan memutar system penguncinya dan untuk membukanya tetap harus memakai sistem hidrolik seperti tersebut di atas. Selain daripada itu terdapat pula PSL ram yang dioperasikan untuk membuka atau menutup ram dengan secara mekanis, contoh PSL dari Shaffer type Sentinel.

Jenis-jenis ram yang dapat dipasang pada PSL tipe ram yaitu :
1.PSL ram tipe (Standard Pipe Ram BOP) dipergunakan untuk menutup rapat lubang bor yang terdapat pada pipa yang sesuai dengan ukuran lingkaran penutup pada ram yang tersedia. Untuk menutup ukuran pipa yang berbeda ram BOP harus diganti dengan yang sesuai dan untuk mengetahui ukuran pipa yang cocok untuk suatu ram dapat dilihat pada cap/stensil pada bagian atas ram. Ram untuk drillpipe disebut drillpipe ram atau pipe ram, ram untuk tubing disebut tubing ram dan ram untuk casing disebut casing ram.
2.PSL dengan variabel ram dapat dipergunakan untuk menutup lubang dengan ukuran pipa yang berbeda-beda tetapi masih dalam batas range kemampuan.
Setiap ram dilengkapi dengan baji (pipe guide) untuk menuntun pipa ke posisi di tengah, sehingga terhindar dari kemungkinan pipa terjepit sebelum akhir penutupan.
3.Single offset pipe ram dan dual offset dipakai untuk menutup sumur yang sedang memasukkan dual production packer yang memakai tubing.
4.Ram buta (blind ram) dipergunakan untuk menutup lubang sumur pada saat lubang kosong tidak ada pipa.
5.Blind shear ram, merupakan modifikasi blind ram yang dilengkapi dengan pisau (blades) yang berfungsi untuk memotong pipa yang sekaligus mempunyai kemampuan untuk menutup pipa setelah pipa dipotong. Ram tipe ini dapat pula untuk menutup lubang tanpa pipa. Ukuran pipa drill pipe, tubing dan casing yang dapat dipotong adalah terbatas maksimum 60% dari diameter dalam PSL.
Beberapa Blind shear ram mempunyai packer element yang kecil. Element packer akan mengembang bila tekanan sumur bekerja pada shear rams, sehingga pada tekanan pengetesan yang berlebihan pada shear rams akan dapat menyebabkan rusaknya packer ram. Tekanan dikepala sumur (casing) akan menambah merapatkan seal penutupan. Karena sifat ini menyebabkan lebih mudah dan cepat untuk proses menutup PSL, karena tekanan sumur akan menekan bagian bawah ram dan bagian belakang ram. Aliran tekanan dibelakang ram dimungkinkan dapat bekerja karena adanya alur diantara jari-jari pendukung ram. Setiap pencegahan semburan liar tipe ram, dilengkapi dengan mekanisme pengunci (locking mechanism) yang berfungsi mengunci ram pada saat posisi menutup sehingga ram tidak akan bergerak membuka meskipun tekanan hidrolik dibuang.

Secara umum ada beberapa masalah yang perlu diketahui atau mendapat perhatian saat pemakaian Ram Type BOP yaitu :
1.Tekanan penutupan (closing pressure) pada ram-ram BOP umumnya hampir sama yaitu 1500 psi.
2.Pipa ram dapat dipergunakan untuk melakukan stripping (menurunkan pipa dengan BOP tertutup) dan tekanan hidrolik penutupan harus diturunkan lebih rendah mencapai 800 psi. Hal ini dimaksudkan agar kerusakan/keausan element packer dari ram dapat dikurangi.
3.Selama stripping pergerakkan pipa sebaiknya searah saja, karena pemutaran pipa dan gerakan pipa naik turun akan mempercepat rusaknya sealing element.
4.Tekanan di kepala sumur akan dapat menambah kerapatan dari penutupan ram.
5.Untuk membuka ram pada sumur bertekanan, sebaiknya diberikan tekanan lawan di atasnya sebelum dibuka, agar ram mudah dibuka dan packer seal/packing tidak rusak.
6.PSL ram pipa yang menutup objek (pipa) yang tidak sesuai dengan diameter pembukaan ram akan dapat merusak ram dan juga merusak objek yang ditutup.
7.Bila PSL ram pipa ditutup pada keadaan lubang tidak ada pipa dengan tekanan hidrolik penutupan 1500 psi pada saat menguji fungsi ram akan dapat menyebabkan ram packer/packing ram mengembang berlebihan keluar dan dapat menyebabkan rusaknya ram packing tersebut. Oleh sebab itu apabila melakukan pengecekan kerja/fungsi ram pipa pada keadaan lubang kosong sebaiknya tekanan hidrolik diturunkan menjadi 500 psi.

Terdapat Tiga Macam Jenis Cara Penguncian, Yaitu :
-Secara manual : yaitu dengan sistem baut berulir kasar yang dapat diputar secara langsung atau disambung universal joint dan roda pemutar. Baut tersebut apabila diputar akan mendorong dan menahan piston ram untuk tetap pada posisi menutup.
-Secara hidrolis dengan remote control (dikendalikan dari jauh). Pada sistem ini ram yang telah menutup dapat dikunci dengan memberi tekanan pengunci yang mengakibatkan piston dari sistem pengunci (wedge lock) akan bergeser dan menahan tangkai piston ram sehingga betul-betul terkunci dan tidak akan dapat membuka kembali sebelum piston pengunci diberi tekanan untuk membuka contoh, Wedge lock dari Cameron.
-Secara otomatis mengunci sendiri saat ram pipa menutup, dengan design berbeda untuk setiap pabrik pembuat.

Piston Rod Packing
Setiap piston rod dari PSL type ram mempunyai tiga buah seal :
1.Hycar lip seal, merupakan seal utama (primer) untuk menahan tekanan dari sumur sehingga lumpur tidak bocor/masuk ke ruang hidrolik operating cylinder. Apabila packing ini bocor cairan dari sumur akan keluar melalui Weephole dan tidak masuk ke ruang hidrolik silinder.
2.Plastic energized secondary (Emergency) piston rod packing. Seal ini akan dipakai (diaktifkan) pada keadaan darurat, dimana reparasi seal primer tidak dapat dilakukan karena kick misalnya. Pengaktifan secondary piston rod packing ini dapat dilakukan dengan menginjeksikan plastic packing melaui secondary seal plastic packing port. Apabila penutupan palstic packing ini telah bekerja sempurna maka fluida dari sumur yang keluar melalui weephole akan terhenti dan selanjutnya setelah operasi mematikan sumur selesai disarankan untuk mengganti primary seal secepatnya.
3.”O” ring seal, berfungsi untuk mencegah kebocoran tekanan hidrolis dari ruang tekan piston untuk membuka ram PSL. Kalau ”O” ring seal ini bocor maka akan tampak keluar cairan hidrolik melalui weephole

Pemeliharaan
1.Terdapat beberapa kebutuhan spare part yang minimum harus senantiasa tersedia untuk suatu operasi agar kelancaran operasi PSL dapat berjalan baik :
-Satu set lengkap ram drill pipe, front packer dan top seal untuk setiap ukuran drill pipe yang sedang dipakai termasuk ram casing.
-Satu set lengkap bonnet seal untuk setiap ukuran dari PSL yang dipakai.
-Plastic packing secondary seal pada PSL.
-Ring joint gasket untuk sambungan-sambungan.

2.Pada saat PSL telah lepas dari kepala sumur atau persiapan untuk sumur berikutnya pemeliharaan yang harus dilakukan adalah :
-Melakukan pembersihan, pemeriksaan, penggantian bila perlu dan melumasi bagian-bagian dari PSL seperti saran dari pabrik, seperti bonnet seal, ram body, ram packer, ram bore ring groove.
-Melakukan pembersihan dengan hidrolik fluid dan mencoba PSL hydraulic assembly.
-Melakukan test pressure.
-Melakukan function test secara periodik.

3.Setiap 3 tahun sekali dilakukan sertifiaksi BOP yang dilakukan oleh perusahaan yang berwenang mengeluarka sertifikat.
Terdapat beberapa pabrik pembuat Ram Type BOP diantaranya Cameron, Koomey, NL Shaffer, Hydril dan WOM.